Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и обобщение результатов научных исследований по проблемам повышения эффективно сти разработки месторождений и эксплуатации скважин 10
1.1 Принципы рациональной разработки газовых месторождений 10
1.2 Промыслово-геологические особенности разрабатываемых газовых месторождений 12
1.3 Теория и практика эксплуатации газовых скважин 13
1.4 Обзор исследований по гидродинамике газожидкостных смесей в скважинах 18
1.5 Обзор научных подходов к проблеме оптимизации конструкции скважин 22
1.5.1 Гидродинамические параметры лифтовых колонн при наличии жидкости в стволе скважин 22
1.5.2 Использование безмуфтовой длинномерной трубы в качестве лифтовой колонны меньшего диаметра 24
1.6 Выводы по первому разделу 28
2. Геолого-промысловые характеристики и особенности разработки сеноманских газовых залежей (на примере медвежьего НГКМ) 31
2.1. Особенности геологического строения 31
2.2. Уточнение начальных и текущих запасов газа 33
2.3. Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу 37
2.4. Анализ обводнения залежи, эксплуатационных участков и скважин 41
2.4.1 Промыслово-геофизический контроль за ГВК
2.4.2 Гидродинамический и гидрохимический контроль за обводнением залежи 44
2.5. Анализ текущего состояния разработки 47
2.6 Проблемы эксплуатации газодобывающих скважин на со временном этапе разработки 50
2.6.1 Динамика и состояние фонда скважин 50
2.6.2 Анализ продуктивности эксплуатационных скважин 57
2.6.3 Анализ технологических режимов работы скважин 60
2.7 Выводы по разделу 2 62
3. Исследование проблем эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки сеноман ских залежей 65
3.1. Анализ проблемы самозадавливания скважин 65
3.2 Анализ существующих технологических решений по удалению жидкости из обводняющихся скважин 69
3.2.1 Применение ПАВ 69
3.2.2 Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам 72
3.2.3 Плунжерный лифт 77
3.2.4 Закачка газа в межтрубное пространство 80
3.2.5 Замена лифтовых колонн на насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра 84
3.3 Анализ зависимости количества выносимых механических примесей от объема и минерализации жидкости в стволах газовых скважин 85
3.4 Рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий 87
3.5 Выводы по разделу
3 4. Методические основы и практические рекоменда ции по повышению эффективности работы газодобывающих скважин 91
4.1 Критерии выбора видов ГТМ для вывода скважин из без действия 91
4.2 Расчет потерь давления при движении газожидкостной смеси по стволу скважины, оборудованной концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема водопритока 98
4.2.1 Общая методика расчета режима работы скважины по системе КЛК 98
4.2.2 Методика расчета градиента давления однофазного потока газа в затрубном пространстве различной конфигурации 102
4.2.3 Методика расчета градиента давления многофазного потока газа и смеси конденсационной и пластовой вод по центральной лифтовой колонне системы КЛК 112
4.3 Оптимизация режима работы газовой скважины, оборудованной системой КЛК, с применением метода узлового анализа 125
4.4 Выводы по разделу 4 126
5. Технико-экономическое обоснование целесообразности применения технологии эксплуа тации скважин с использованием концентрического лифта 128
5.1 Технологическое обоснование эффективности внедрения системы эксплуатации скважин по технологии концентрических лифтовых колонн 128
5.2 Исходные данные для технико-экономической оценки 135
5.2.1 Исходные данные для оценки притоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия 135
5.2.2 Исходные данные для оценки оттоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия 137
5.3 Экономическая оценка эффективности внедрения системы КЛК 141
5.3.1 Оценка притоков денежных средств, возникающих в результате внедрения системы КЛК 141
5.3.2 Оценка оттоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения системы КЛК 141
5.3.3 Оценка эффективности внедрения системы КЛК для ОАО «Газпром» 145
5.4 Оценка рисков внедрения системы КЛК 147
5.5 Определение критических точек проекта внедрения системы КЛК 151
5.6 Критерии и алгоритм выбора скважин-кандидатов для внедрения системы КЛК 154
5.7 Выводы по разделу 5 157 Основные выводы и рекомендации 159
Список использованных источников
- Теория и практика эксплуатации газовых скважин
- Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
- Анализ существующих технологических решений по удалению жидкости из обводняющихся скважин
- Исходные данные для оценки притоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия
Введение к работе
Актуальность проблемы
Согласно планам развития газовой отрасли России на период до 2030 г. для обеспечения надежного снабжения потребителей внутри страны и выполнения текущих обязательств по экспортным контрактам предстоит нарастить добычу газа с текущих 670 млрд. м3 в 2011 г. до 1 трлн. м в 2030 г.
Перспективы развития газодобывающей отрасли страны в целом и ОАО «Газпром» в частности связаны с разработкой месторождений природного газа севера Тюменской области, где в настоящее время добывается около 90% российского газа.
В то же время многие крупные месторождения севера Западной Сибири, такие как: Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское, - разрабатываются уже более 30 лет и к настоящему времени сильно истощены, газоотдача по ним составляет 60-80 %. Условия добычи газа на данных месторождениях осложнены вследствие падения пластового давления, подъема подошвенной воды, разрушения продуктивного коллектора (более 50 % скважин сеноманских залежей эксплуатируются с осложнениями).
По мере снижения пластового давления растет количество скважин, эксплуатация которых осложнена накоплением жидкости на забое, что резко сокращает производительность скважин вплоть до их полной остановки, так называемого самозадавливания. Проблема самозадавливания скважин становится все более актуальной. В частности на Медвежьем месторождении число таких скважин ежегодно увеличивается на 3-5 %.
В силу этих причин в последнее время особенно активно обсуждаются проблемы и перспективы извлечения из пласта низконапорного газа, запасы которого оцениваются на уровне 3-5 трлн. м3. Это станет возможным только за счет использования новых технико-технологических решений по эксплуатации скважин.
Учитывая сложность проблем, возникающих в период падающей добычи газового месторождения, необходимо проведение целого комплекса геолого-технических мероприятий, что потребует значительных капитальных вложений
и способствует увеличению себестоимости добычи газа. Это определяет потребность в научном обосновании и комплексном подходе к разработке технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи.
Цель работы
Повышение коэффициента газоотдачи сеноманских газовых месторождений на стадии падающей добычи за счет совершенствования технико-технологических решений по эксплуатации скважин.
Основные задачи исследования
-
Анализ современных методов и технологий повышения эффективности разработки газовых месторождений и эксплуатации скважин на стадии падающей добычи, определение критериев их применения.
-
Исследование особенностей добычи газа из сеноманских залежей севера Западной Сибири на заключительном этапе разработки. Разработка предложений, направленных на улучшение дренирования периферийных участков залежей для повышения конечного коэффициента газоотдачи.
-
Разработка методики расчета режимов работы скважин, оборудованных концентрическими лифтовыми колоннами, с учетом объема пластовой и конденсационной жидкости, содержащейся в их продукции.
-
Разработка алгоритма подбора скважин и выбора оптимальной конструкции для внедрения системы концентрических лифтовых колонн (КЛК).
-
Технико-экономическая оценка предложенных решений по повышению эффективности эксплуатации скважин сеноманских газовых месторождений.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются системы разработки газовых месторождений севера Западной Сибири, находящихся на стадии падающей добычи; предметом - технологии и методы повышения газоотдачи сеноманских газовых залежей.
Научная новизна
1. Предложены научно-обоснованные критерии оценки целесообразности вывода скважин из бездействия с целью улучшения дренирования
периферийных участков залежи для достижения максимального коэффициента газоотдачи.
-
Разработана методика расчета режимов работы скважин, оборудованных КЛК, с учетом объема пластовой и конденсационной жидкости, содержащейся в их продукции. Установлено, что работа скважин тю системе КЛК возможна даже при значительном газожидкостном факторе.
-
Доказана технико-экономическая эффективность внедрения системы КЛК на скважинах сеноманских газовых залежей, находящихся на стадии падающей добычи, которая заключается в продлении периода эксплуатации скважин и получении дополнительной добычи газа за счёт оптимизации режима их работы.
Практическая ценность и реализация работы
Результаты проведенных исследований позволили решить следующие практические задачи:
-
Предложены геолого-технические мероприятия, необходимые для возврата в действующий фонд скважин, находящихся в бездействии и консервации, что позволяет обеспечить улучшение дренирования периферийных участков залежи и повысить конечный коэффициент газоотдачи.
-
Обоснована возможность применения системы КЛК в условиях значительного притока подошвенной воды, предложены адресные рекомендации по выбору скважин-кандидатов для перевода на эксплуатацию по данной технологии и определены оптимальные конструкции скважин для конкретных условий эксплуатации на месторождении Медвежье.
3. Разработан алгоритм подбора скважин и выбора оптимальной
конструкции для внедрения технологии эксплуатации скважин по системе КЛК.
Экономический эффект от внедрения системы КЛК на одной скважине
Медвежьего месторождения оценивается в 90 млн. руб.
Основные результаты исследований вошли в качестве самостоятельных разделов в проектные документы по разработке и отчеты по авторскому сопровождению месторождений ООО «Газпром добыча Надым» и 000 «Газпром добыча Ноябрьск». При непосредственном участии автора
выполнены работы: «Технико-экономическое обоснование целесообразности применения технологии эксплуатации скважин с использованием концентрического лифта на месторождении Медвежье» и «Программа капитального ремонта бездействующего и находящегося в консервации фонда сеноманских газовых скважин месторождения Медвежье». Основные защищаемые положения
-
Методика выбора скважин для вывода из бездействия с целью улучшения дренирования периферийных участков залежи и достижения проектных уровней коэффициента конечной газоотдачи.
-
Алгоритм подбора скважин и выбора оптимальной конструкции для внедрения технологии концентрических лифтовых колонн, разработанный на основе теоретических исследований многофазного потока газа и смеси конденсационных и пластовых вод по концентрическим лифтовым колоннам.
-
Методика оценки технико-экономической эффективности внедрения технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам на завершающей стадии разработки газовых месторождений.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
Апробация работы
Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Пятой молодежной научно-технической конференции «Основные проблемы поиска, освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения» (Оренбург, 2011г.); конференции молодых специалистов проектных организаций ОАО "Газпром" "Инновационные решения в области добычи,
транспорта и переработки газа и газового конденсата" (Донецк, 2011г.); Девятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва: «РГУ им. Губкина», 2011г.); конференции, посвященной 45-летию ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2011г.); Всероссийской молодежной научной конференции, посвященной 100-летию академика А.А. Трофимука «Трофимуковские чтения-2011» (Новосибирск, 2011г.); заседаниях Комиссий по разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений по рассмотрению проектных документов и авторскому сопровождению разработки месторождений ОАО «Газпром»; научно-технических советах ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и ООО «Газпром добыча Надым».
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 3 работы, включенные в перечень ВАК Минобрнауки РФ.
Состав и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 111 наименований. Работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 48 рисунков и 22 таблицы.
Теория и практика эксплуатации газовых скважин
Анализу особенностей геологического строения сеноманских газовых залежей посвящены научные исследования А.Н. Кирсанова [21, 36, 37]. Им в частности доказано, что эффективность разработки любого месторождения определяется в значительной степени геологической изученностью залежи, а также емкостными и фильтрационными параметрами продуктивного пласта. В процессе разработки газовых месторождений Тюменской области очень остро встает проблема получения непрерывной (поинтервальной) информации о кол-лекторских свойствах продуктивной толщи по разрезу каждой скважины. Основным источником такой информации являются результаты промыслово-геофизических исследований скважин (ГИС), так как при бурении эксплуатационных скважин керн практически не отбирается, а данные газодинамических исследований дают только интегральную характеристику разреза и, как правило, искажены вследствие недостаточного освоения призабойной зоны.
Ю.Г. Тер-Саакяном в 1996-2002 гг. на основе комплексного изучения геологического строения и петрофизических характеристик сеноманских газовых залежей месторождений Крайнего Севера установлено их подобие и разработан единый методологический подход к определению фильтрационно-емкостных свойств пород методами промысловой геофизики. В результате проведения геолого-геофизического мониторинга геологических систем (на примере месторождения Медвежье) установлена статистическая зависимость коэффициента остаточной газонасыщенности и конечной газоотдачи обводненных пород от их литологической характеристики и предполагаемого "давления забрасывания" залежи.
А.Н. Лапердиным [3, 45] в 1978-2005 гг. были обобщены результаты исследований в области геологического строения и разработки сеноманских газовых залежей месторождений Западной Сибири, рассмотрены возможности разрушения пород-коллекторов газа в эксплуатационных скважинах. Проведен комплекс лабораторных исследований по изучению прочностных характеристик и нахождению зависимостей прочности горных пород на одноосное сжатие и на растяжение от их открытой пористости, плотности и влажности.
Также проводились испытания искусственно водонасыщенных пород. Анализ результатов исследований показал, что при прочих равных параметрах слабосцементированных пород (таких, как плотность, открытая пористость и т.д.) прочность водонасыщенных пород составляет 0,0-0,6 прочности в сухом состоянии.
Согласно последним исследованиям (Г.С. Ли, Е.В. Стасенкова и М.А. Катаева) [50] пластовая вода менее интенсивно нарушает структуру глинистого цемента сеноманского керна, нежели чем конденсационная.
Сваловым A.M. [73] в 1987-2009 гг. получены результаты аналитического и численного исследования физико-механических процессов, происходящих при бурении и эксплуатации скважин. Предметом его исследований стали, главным образом, процессы, происходящие в призабойных зонах и стволах скважин и влияющие на эффективность бурения, качество вскрытия и нефтега-зоотдачу пластов при разработке месторождений.
В 1995-2000 гг. К.Л. Каприеловым [34] установлены основные тенденции и закономерности числа и тяжести последствий технологических отказов и остановок скважин и другого оборудования на Медвежьем и Уренгойском месторождениях. Разработана методика расчета оптимального числа профилактических мероприятий на скважинах эксплуатационного фонда на основе минимизации ущерба от простоев и затрат на проведение мероприятий по реанимации скважин и другого технологического оборудования. Разработана методика оценки вероятности безотказной работы элементов скважинной системы с учетом содержания механических примесей в добываемой продукции и методики расчета оптимального числа профилактических мероприятий. Выявлена закономерность появления воды и песка на Медвежьем месторождении. Разработана методика определения эффективности и эксплуатационной надежности.
Н.В. Михайловым [57] в 1989-1996 гг. разработаны методы оперативного диагностирования и прогнозирования накопления жидкости в скважине и призабойной зоне пласта (ПЗП) по текущим замерам дебита, устьевых давлений и температур. Предложена методика установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего полный вынос конденсационной воды. На основе анализа данных гидродинамических исследований скважин показано, что на месторождении Медвежье одной из основных причин увеличения объема попутно добываемой воды является повышение влагосодержания газа в пластовых условиях.
Л.С. Чугуновым [79] в 1993-1998 гг. проведено изучение условий самозадавливания скважин и дан прогноз основных технико-экономических показателей разработки месторождений с учетом эффекта самозадавливания скважин. Сформулирован комплекс научно-технических задач, которые необходимо решить при переходе на стадии падающей добычи и в период падающей добычи для газовых месторождений Крайнего Севера.
А.В. Кустышевым [12,44] в 1990-2000 гг. разработан комплекс эффективных технологий по эксплуатации и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, обеспечивающий повышение надежности работы, снижение потерь пластовой энергии по стволу и увеличение дебитов скважин. Разработан комплект малогабаритного оборудования и инструментов для ремонта скважин. Обоснована возможность и целесообразность беспакерной эксплуатации скважин, эксплуатации скважин с межколонными давлениями. Предложены технологии глушения скважин, предотвращения выноса механических примесей, ограничения водопритока в скважину, интенсификации, освоения, консервации скважин, обеспечивающие уменьшение загрязнения ПЗП на 25-50%, сокращение продолжительности ремонтных работ на 25-30 %. О.М. Ермиловым [26, 27, 28] в 1987-2007 гг. были сформулированы основные принципы рациональной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, приведены новые технические и технологические решения по технологии добычи газа, разработаны методы управления режимами работы залежей и скважин.
Г.Э. Одишария и А.А. Точигиным [52, 53, 65] в 1969-1998 гг. были обобщены и систематизированы результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований авторов в области гидродинамики двухфазных сред. Исследованы структуры газожидкостных потоков в трубах, области их существования и условия перехода одной формы течения смеси в другую. По характеру изменения указанных функциональных связей все многообразие структурных форм течения смеси ими было разделено на три зоны: расслоенную, пробковую и кольцевую.
Ю.Н. Васильевым и Н.И. Дубиной [8, 24] в 2000-2007 гг. была разработана математическая модель ламинарного движения пленки конденсационной воды к устью скважины при выносе ее турбулентным потоком газа. Представлено условие, позволяющее оценивать скорость газового потока, начиная с которой для данной скважины будет осуществляться полный вынос конденсационной воды, что позволило прогнозировать в динамике картину обводнения сеноман-ских скважин конденсационной водой.
Н.А. Гукасовым [18, 19, 20] в 1996-2006 гг. был получен новый алгоритм для определения забойного давления газовых и газоконденсатных скважин. Рассмотрен новый способ определения оптимальных технологических параметров добычи газа на поздней стадии разработки, при которых реализуется вынос всей жидкости, поступившей в скважину, с одновременным соблюдением минимума потерь давления на трение в насосно-компрессорных трубах. Рассмотрены параметры работы скважин, оснащенных насосно-компрессорными трубами, покрытыми эмалью.
Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
Как отмечается в работах [74, 78] одним из наиболее традиционных методов восстановления производительности скважины является установка лифтовых колонн меньшего диаметра. Однако необходимо подчеркнуть, что традиционный метод замены колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), выполняемый с глушением скважины, является крайне нежелательным, т.к. в условиях сниженных пластовых давлений сеноманских залежей это вызывает кольма-тацию пласта или значительное поглощение жидкости глушения. К особенности эксплуатации относится необходимость более частого, чем для других скважин, обслуживания. Значительно сокращается количество (единичные случаи) продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу.
Альтернативным решением данной проблемы может стать оснащение скважины гибкой колонной насосно-компрессорных труб (ГЬЖТ), спускаемой внутрь (концентрически) существующей лифтовой колонны и позволяющей уменьшить проходное сечение для потока газа, благодаря чему повышаются его скорость течения и способность выноса жидкой фазы с забоя. В дальнейшем добыча скважинного флюида может осуществляться как через центральную ко лонну ГНКТ, так и через кольцевое пространство между ГНКТ и существующей лифтовой колонной.
В настоящее время эксплуатация скважин по ГНКТ в качестве дополнительной лифтовой колонны широко применяется за рубежом, где данный способ повышения дебита газовых скважин, имеющих скопление жидкости на забое, давно признан эффективным и экономически обоснованным [51, 88, 100].
Для удаления жидкости с забоя скважины поток газа должен обладать достаточно высокой скоростью, способствующей образованию смеси газа и мелкодиспергированной жидкости.
При выборе ГНКТ следует правильно определить ее диаметр с учетом явления самозадавливания скважины, а также оценить ожидаемую производительность скважины после проведения реконструкции скважины. Основная задача при этом состоит в том, чтобы, с одной стороны, выбрать такой диаметр колонны, при котором не было бы чрезмерных потерь на трение при движении газа по стволу при условии подержания необходимого дебита скважины, а с другой стороны - исключалась бы возможность скопления жидкости. При этом желательно, чтобы колонна ГНКТ удовлетворяла этим требованиям на весь период эксплуатации скважины.
Полезным инструментом для анализа возможности применения и расчета системы является метод узлового анализа [51, 78, 88, 100,103]. В этом методе вся скважинная система подразделяется на две подсистемы, соединенные в, так называемой, узловой точке, которую обычно располагают на уровне середины интервала перфорации. Таким образом, эти подсистемы характеризуют приток газа из пласта и его отток через лифтовые трубы к устью скважины. Для каждой подсистемы строятся две независимые кривые в координатах «давление -дебит». Причем место пересечения кривых притока и оттока соответствует прогнозируемой рабочей точке, в которой дебит и давление для двух независимых систем равны. По мере истощения пластового давления и снижения дебита кривая притока в скважину смещается в сторону меньших значений. Кривая оттока, или характеристическая кривая лифтовой колонны, характеризует зависимость дебита скважины от трубного динамического забойного давления, равного сумме потерь давления в лифтовой колонне и устьевого давления.
Необходимо учесть тот факт, что кривая оттока проходит через минимум, который характеризует начало процесса самозадавливания скважины (рисунок 1.2). Справа от минимума давления в НКТ повышаются из-за роста потерь на трение при повышенных дебитах, в левой части кривой оттока дебит низкий и общие потери определяются гидростатическим давлением столба жидкости. При этом дебит скважины слева от точки минимума нестабилен, что может способствовать скоплению жидкости, и наоборот, дебит справа от минимума считается стабильным и достаточно высоким, чтобы добываемая жидкость эффективно выносилась из скважины. При выборе ГНКТ также следует учесть следующие факторы: - максимально допустимые напряжения на ГНКТ, действующие в осевом направлении; - величину ожидаемого внутреннего и внешнего давления; - нагружение ГНКТ, связанное с геометрической конфигурацией скважины; - физико-химические свойства материала ГНКТ для обеспечения возможности проведения интенсификации притока физическими (механическое или им-пульсно-волновое воздействие, воздействие давлением или температурой), химическими (закачивание различного рода реагентов, включая агрессивные) или комбинированными физико-химическими методами. Типовая схема подвески ГНКТ согласно [78] представлена на рисунке 1.3.
Существующие в настоящий момент безмуфтовые длинномерные трубы диаметром 32; 38; 44 и 50 мм не пригодны для применения в скважинах сено-манских залежей, т.к. эксплуатация скважин по этим колоннам будет происходить при высоких скоростях газа в интервале башмака ГНКТ, что очень нежелательно в условиях плохо сцементированных, рыхлых коллекторов [13].
Обобщение концепции выбора диаметра ГНКТ: 1. Оценка устойчивости потока методом узлового анализа. 2. Сравнение значения дебита в узловой точке с требованиями, предъявляемыми к критической скорости на устье скважины. 3. Сравнение значения дебита в узловой точке с критической скоростью у башмака НКТ. Если для лифтовых колонн с постоянным диаметром скорость у башмака НКТ превышает критическую, значит, она будет приемлема на всей длине. 4. Если имеется возможность сравнения с результатами измерений, удостовериться, что корреляция потока, используемая при расчете значений в узловых точках, соответствует условиям конкретной скважины
Анализ существующих технологических решений по удалению жидкости из обводняющихся скважин
Анализ распределения скважин по скоростям газового потока в НКТ показал, что величина скорости в НКТ по скважинам изменяется от 0,54 м/с до 19,7 м/с. При скоростях потока от 5 до 10 м/с эксплуатируется 41,4 % (132 ед.) фонда скважин, а для 18,2 % (58 ед.) скорости характеризуются значениями в пределах 10-15 м/с.
Среднее значение скорости в НКТ по скважинам УКПГ составляет 7,0 м/с. Вынос конденсационной воды и песчано-глинистого материала с забоя не обеспечивается у 36,1 % скважин УКПГ, т.к. скорости не превышают 5 м/с. Для 14 скважин (4,4 %) фонда месторождения скорости превышают 15 м/с, что может привести к абразивному износу лифтовых труб и фонтанной арматуры.
Среднее значение потерь давления по стволу скважины составило 0,23 МПа. Большая часть фонда 58,6% или 187 скв. работает с потерями до 0,2 МПа, 31,7 % (101 скв.) с потерями от 0,2 МПа до 0,4 МПа, 8,8 % фонда (28 скв.) с потерями от 0,4 МПа до 0,8 МПа. Потери свыше 1,0 МПа характерны лишь для трех скважин.
Проведенный анализ распределения скважин по скорости газа в приза-бойной зоне скважин показал, что 300 скважин (94 %) эксплуатируется при скорости потока менее 5 м/с, составляя в среднем 2,4 м/с. При скоростях от 5,0-10,0 м/с эксплуатируется 17 скважин (5%), более 10 м/с характерны для 2 скважин. Соответственно, технологический режим данных скважин превышает предельно-допустимый, что может привести к их преждевременной остановке по причине накопления песчаных пробок.
1. Продуктивная толща сеномана характеризуется сильной изменчивостью литологического состава, значительной слоистой неоднородностью, неравномерной глинистостью, сильной расчлененностью разреза.
2. Анализ материалов по контролю за продвижением газоводяного контакта и изменением газонасыщенности по разрезу сеноманских продуктивных отложений свидетельствует, что на Медвежьем месторождении происходит активное внедрение подошвенной воды в газовую чаеть залежи, в результате чего ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства пласта и призабойной зоны, снижаются прочностные свойства пород, ухудшаются условия дренирования, что в конце концов приводит к необходимости проведения ремонта добывающих скважин с целью их реанимации, и обеспечения рациональной разработки месторождения.
3. Сохранение фонда работающих скважин способствует стабилизации дренируемых запасов. Данный вывод подчеркивает необходимость проведения геолого-технических мероприятий по выводу скважин из бездействия и поддержанию действующего фонда для достижения нормативных коэффициентов газоотдачи.
4. Распределение скважин Медвежьего месторождения по характеру выносимой жидкости, показывает, что в последнее время доля скважин, в которых присутствует только пластовая вода изменяется незначительно, в то же время растет количество скважин, в которых объем притока пластовой воды приближается к объему конденсационной.
5. Причины выхода скважин из действующего фонда вызваны следующими геолого-промысловыми факторами: обводнение нижней высокопродуктивной части пласта и снижение продуктивности скважин; кальматация призабойной зоны пласта в процессе капитального ремонта скважины в результате применения жидкостей глушения высокой плотности; производительность скважин из-за существенного снижения пластового давления не обеспечивает достаточных скоростей для выноса жидкости и механических примесей с забоев скважин.
6. Абразивный износ промыслового оборудования механическими приме сями, поступающими из скважин, является одной из наиболее острых проблем при эксплуатации скважин. Количество пескопроявляющих скважин на место рождении возросло примерно в три раза за период с 1987 по 2011 год. По при близительным оценкам потери в добыче газа за счет ограничения дебита данных скважин могут доходить до 15 %.
7. Естественное снижение энергетического потенциала пласта, обводнение залежи и скважин, физический и моральный износ промыслового оборудования, являются ограничивающими факторами, влияющими на эффективность разработки сеноманской газовой залежи. Для решения проблем доразработки газовых месторождений необходимо предусмотреть комплекс мероприятий, позволяющий повысить эффективность разработки месторождения
Как было показано в предыдущем разделе, большинство эксплуатационных скважин сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения оборудованы колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) увеличенного диаметра - 168 и 127 мм, что в условиях низких пластовых давлений и малых дебитов газа, обуславливает низкие значения скорости потока в стволе скважины.
Уменьшение скорости потока газа в стволе скважины, ниже критических значений, необходимых для выноса жидкости, приводит к накоплению на забое конденсационной воды. Количество жидкости, выделяющейся при конденсации из добываемого газа, прямо пропорционально вл аго содержанию газа и увеличивается с падением пластового давления. По мере накопления столба жидкости в скважине увеличивается его гидростатическое давление на забой, препятствующее потоку газа, что приводит к самопроизвольной остановке скважины -самозадавливанию [56].
В скважинах, где дебиты не обеспечивают вынос жидкости, воду удаляют в основном за счет применения технологических продувок в атмосферу. В периоды между циклами удаления жидкости скважины работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа. Количество скважин, которые приходится продувать и частота продувок, с каждым годом растут. В таких условиях эксплуатация скважин сопровождается увеличением содержания механических примесей в наземном оборудовании, что приводит к преждевременному выходу из строя штуцеров, задвижек, насосно-компрессорных труб и другого промыслового оборудования. После неоднократного проведения ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, что приводит к ее разрушению и интенсивному выносу песка в скважину, в результате чего газовые скважины выбывают из действующего фонда 111].
Влияние самозадавливающихся скважин на общую добычу газа по Медвежьему месторождению достаточно велико. Их количество в течение года не одинаково и зависит от сезонных колебаний отбора газа, а также от количества проводимых геолого-технических мероприятий. Так за период с 2004 по март 2011 год среднегодовое количество самозадавливающихся скважин увеличилось с 81 до 132 единиц, т.е. почти на 61 % (рисунок 3.1).
Исходные данные для оценки притоков денежных средств, возникающих в процессе внедрения мероприятия
В стволе скважины может наблюдаться сразу же несколько различных режимов потока, поскольку давление и температура в разных частях скважины неодинаковы. Особенно сильно от режима потока зависит изменение градиента давления. Именно поэтому важно правильно определить режим потока на основе значений некоторых его параметров.
Кроме того, представляется чрезвычайно важным установить режим потока в каждой точке скважины, так как в зависимости от режима течения, используются разные эмпирические корреляции и механистические модели определения характеристик потока.
Согласно литературным данным [95] для фонтанной эксплуатации газовых скважин при значительных дебитах газа и определенных значениях газожидкостного фактора характерен кольцевой режим, отличающийся гораздо меньшим градиентом давления по стволу, чем при эмульсионном, а тем более пробковом режимах потока.
Все методы прогнозирования режимов потока в скважинах подразделяются на две категории: эмпирические и механистические. Последние учитывают основные механизмы процессов перехода из одного режима потока в другой, и, как показала практика [83], данный подход оказался достаточно эффективным.
Проанализировав существующие методики расчета режимов потока, автором были выбраны следующие методики: эмпирическая корреляция Грэя [5], применяемая для вертикальных газовых скважин, и механистическая модель Анзари [83]. Известно, что корреляция Грэя дает большую погрешность при га 114 зожидкостном факторе свыше 2,8-10 5 м3/м3, в то время как согласно расчетам для ЦЛК Ду = 60 мм газожидкостный фактор превышает данное значение уже при водопритоке в объеме одного метра кубического. В тоже время модель Ан-зари является полноценной механистической моделью для восходящего двухфазного потока, дающей наименьшую погрешность при кольцевом режиме потока. Критерием перехода к кольцевому режиму потока отчасти является скорость газовой фазы, от которой зависит поведение капель жидкости, захваченных газом. Переход описывается уравнением [107]: где vSg - приведенная скорость газа, м/с, pLn pg - плотность жидкости и газа, кг/м3; g -ускорение свободного падения, м/с2; aL- поверхностное натяжение жидкости, Н/м.
Согласно [86] существует еще один критерий перехода, который учитывает влияние пленки. Если пленка имеет достаточно большую толщину, то при высоких дебитах жидкой фазы она затормаживает продвижение ядра газа. Если же пленка является нестабильной, то при низких дебитах жидкости она начинает двигаться но направлению вниз. Явление закупорки потока связано с тем, что уже при небольшом объемном содержании жидкой фазы формируется пробка жидкости. Если H,f - это часть поперечного сечения трубы, занятая пленкой жидкости (без учета капелек жидкости в газовом ядре), тогда в этом случае справедливо соотношение: где значение H,F является функцией относительной толщины пленки, д= ё/d, то есть HLF = 4 (1 - д); Ас - площади поперечного сечения газового ядра, м ; XLC - объемное содержание жидкости в ядре газа. Относительную толщину пленки можно рассчитать исходя из комбинированного уравнения сохранения импульса: где В = (1 - FEf(fF/fSL). Расчет остальных параметров описан с помощью модели кольцевого режима потока. Нестабильность пленки также можно выразить через соотношение модифицированных параметров [82] Локхарта и Мар-тинелли [101]:
Кольцевой режим наблюдается в том случае, когда условия потока удовлетворяют двум критериям Барни, при этом скорость vsg превышает значение, соответствующее моменту перехода к этому режиму и рассчитываемое по уравнению (4.24). Выполнение первого критерия кольцевого режима потока проверяют из условия (4.26). Если установлено, что режим потока кольцевой, то на основе уравнения (4.30) необходимо рассчитать 5,ш„. В том случае, когда полученное значение dj,lin превышает S, удовлетворяется второй критерий кольцевого режима. Для нахождения „,-„ из уравнения (4.30) можно применить метод Ньютона-Рафсона [72].
Основные характеристики кольцевого режима потока, такие как: межфазное трение и процесс захвата газом капель жидкости в зависимости от толщины пленки описываются классическими корреляциями Уоллиса [109].
По закону сохранения импульса отдельно для пленки и газового ядра, получаем следующие соотношения: градиенты давления для газового ядра и пленки [dLJc \dL)L жидкости; г, и тр- силы касательного напряжения на стенке лифтовой колонны и на границе между пленкой жидкости и смесью газа и жидкости (далее нижний индекс F используется для обозначения параметров пленки жидкости), Н; $ и SF - периметры внешней пленки стороны лифтовой колонны и на границе со смесью газа и жидкости, м; рс- плотность смеси, кг/м5.
Считается, что газовое ядро состоит из однородной смеси газа и захваченных капелек жидкости, которые движутся со скоростью газового ядра. Таким образом, Однако, при расчетах по эмпирическим зависимостям (4.35) и (4.36) для условий эксплуатации скважин Медвежьего месторождения при пластовых давлениях РПл 4 МПа были получены не физичные значения FE, поэтому автор использовал другую зависимость, которая также была эмпирически получена для кольцевого режима потока и применялась в механистической модели Азиза [84]:
