Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 - Обзор технологий и техники для эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей на поздней стадии разработки месторождений 8
1.1 Особенности эксплуатации скважин сеноманских залежей на поздней стадии разработки 8
1.2 Общепромысловые технологии эксплуатации газовых скважин в условиях осложненных скоплениями жидкости 12
Выводы 20
Глава 2 - Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам 21
2.1 Эксплуатация скважин по концентрическим лифтовым колоннам 21
2.2 Опыт эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам 25
2.3 Технология эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки 29
2.4 Методика расчета режимов работы газовых скважин сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам 35
Выводы 45
Глава 3 - Промысловые исследования технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам 47
3.1 Скважины для исследований 47
3.2 Оборудование для эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам 54
3.3 Программа и методика испытаний. Показатели работоспособности 60
Выводы 64
Глава 4 - Результаты исследований технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам 65
4.1 Результаны определения эффективности эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам 69
4.2 Результаты исследований влияния противопесочных фильтров на режим эксплуатации скважин 74
4.3 Результаты исследований режима самозадавливания скважин 79
4.4 Режимы эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Прогнозные и фактические 81
4.5 Результаты исследований влияния технологии КЛК на призабойную зону пласта 86
Выводы 90
Заключение 92
Перечень использованной литературы 94
- Особенности эксплуатации скважин сеноманских залежей на поздней стадии разработки
- Методика расчета режимов работы газовых скважин сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам
- Оборудование для эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам
- Результаты исследований влияния технологии КЛК на призабойную зону пласта
Введение к работе
Актуальность темы
В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды и разрушением призабойной зоны. В результате снижаются рабочие дебиты скважин.
Для добычи газа из крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., расположенных в районах Крайнего Севера, применяют скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм). На сегодняшний день из таких скважин добывается основное количество газа в России.
Для эффективного подъема жидкости из скважин, проводят замены труб большого диаметра на меньшие, при этом добычные возможности скважин существенно уменьшаются из-за увеличения гидравлических потерь давления на трение. Для уменьшения потерь давления в стволе скважин после спуска центральной лифтовой колонны из труб малого диаметра можно использовать канал образованный с внешней стороны лифтовой колонны и эксплуатировать скважину одновременно по двум каналам, т.е. по концентрическим лифтовым колонам (КЛК).
Однако такая технология эксплуатации скважин на Северных месторождениях до настоящего времени не применялась. Поэтому совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей для условий месторождений Надым-Пур-Тазовского региона является актуальной задачей исследований.
Цель исследования
Совершенствование технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам для повышения их производительности на поздней стадии разработки сеноманских залежей.
Основные задачи исследований
Изучение особенностей эксплуатации скважин сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на поздней стадии разработки;
Изучение в промысловых условиях режимов эксплуатации обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам с увеличенными скоростями газа по центральной лифтовой колонне за счет регулируемого отбора газа по межтрубному кольцевому каналу;
Изучение условий эксплуатации газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам, испытание технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам и средств контроля и управления режимом эксплуатации скважин;
Совершенствование технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам для условий эксплуатации сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона на поздней стадии разработки;
Определение критериев стабильности поддержания суммарного отбора газа в зависимости от эффективности работы противопесочных фильтров;
Разработка методики расчета режимов работы газовых скважин по концентрическим лифтовым колоннам.
Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газодинамических исследований скважин.
Задачи решены с помощью:
проведения промысловых исследований на скважинах при работе в режиме отбора газа по одной и одновременно по двум лифтовым колоннам;
динамических исследований продуктивных характеристик при эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам.
Научная новизна
Впервые, на месторождении, расположенном в районе Крайнего Севера, отработаны методические и технические решения для управления режимом эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам.
Разработана методика определения рабочего дебита скважины при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам с учетом динамических потерь давления вскрытой части продуктивного пласта и забоя скважины при наличии скоплений жидкости в интервале перфорации и методика поддержания дебита скважины в заданном диапазоне при увеличении потерь давления на противопесочных фильтрах.
Подтверждена возможность использования устойчивой эксплуатации без выноса жидкости из скважины за счет обратной фильтрации конденсационной воды в пласт, при расположении башмака лифтовой колонны на уровне верхних отверстий перфорации, сеноманского пласта со вскрытым интервалом 40-45 метров. Эффективность технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей, оборудованных концентрическим лифтовыми, подтверждена промысловыми испытаниями в условиях, осложненных выносом песка.
Защищаемые положения
усовершенствованная технология эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическими лифтовыми колоннами, за счет поддержания постоянного дебита по центральной лифтовой колонне, выноса механических примесей вместе жидкостью по центральной лифтовой колонне, осаждения механических примесей в стационарных противопесочных фильтрах;
методика расчета режима работы скважин сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам, учитывающая скопление жидкости в зоне вскрытия продуктивного пласта, и, дополнение к методике исследования скважин сеноманских залежей для определения обобщенного сопротивления зоны вскрытия пласта при пластовых давлениях от 0,8 до 2,5 МПа;
процесс управления режимом работы скважин с автоматическим поддержанием заданного предельного дебита газа и с ограничением выноса механических примесей для эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам в условиях осложненных разрушением призабойной зоны пласта.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Испытаниями на скважинах подтверждена возможность удаления воды при эксплуатации по центральной лифтовой колонне и отбором части газа по межтрубному кольцевому каналу. Технология может быть использована в скважинах Северных месторождений.
Результаты исследований могут быть использованы для оптимизации режимов эксплуатации обводняющихся скважин сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, выбора скважин-кандидатов для перевода на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам и подбора оптимальной конструкции скважины и специального оборудования для конкретных условий эксплуатации скважины.
Разработана и испытана на скважине технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам. Объемы добываемого газа из скважины стабилизировались без проведения технологических продувок.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:
- НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Современное состояние и пути совершенствования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождения ОАО «Газпром»». г.Тюмень, 2-6 июня 2008
- НТС ОАО «Газпром» «Анализ капитального ремонта скважин и ГТМ в 2008 в скважинах ОАО «Газпром». г.Кисловодск, 7-9 апреля 2009
- XVIII Губкинские чтения, посвященные 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина // Инновационные технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, обустройство и эксплуатация, г.Москва, 2009
- НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа» на тему «Проблемы и пути повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Газпром», г.Анапа, 26-30 октября 2009
- VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г.Москва, 2010
Публикации
По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Объём и структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 102 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков и 5 таблиц. Список использованной литературы состоит из 101 наименований.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Шулятикову И.В., сотрудникам ОАО «Газпром»: Минликаеву В.З., Кучерову Г.Г., ООО «Газпром добыча Надым» и Медвежинского газопромыслового Управления: Меньшикову С.Н., Морозову И.С., Глухенькому А.Г., Мельникову И.В., Байдину И.И., Харитонову А.Н., Моисееву В.В., Малышкину М.А., Вороновичу Е.Н., Исмагилову И.И., Шемякину Д.Н., Мельникову А.Е., Валиахметову М.Г., Берману В.Д., ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: Бузинову С.Н., Васильеву Ю.Н., Истомину В.А., Соловьеву Н.Н., Шеберстову Е.В., Шулятикову В.И., Соколову А.А. за ценные советы и помощь в работе.
Особенности эксплуатации скважин сеноманских залежей на поздней стадии разработки
В период 1960-70 годов на Крайнем Севере России в сеноманских залежах были открыты запасы газа, сосредоточенные в газовых месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., с уникальными свойствами продуктивного пласта [76; 79] . В настоящее время из сеноманских залежей этих месторождений добывается основное количество газа в России, отобраны основные запасы газа, существенно уменьшились давления в продуктив ном пласте. Из-за скоплений воды в скважинах усложнились условия разработки месторождений [48; 49; 59; 67].
В числе основных особенностей разработки сеноманских залежей газовых месторождений, которые существенно влияют на продуктивные характеристики скважин на заключительном этапе разработки [49; 82; 86], выделяют:
наличие конденсационной воды, около 2 литров на 1000 м3;
разрушение породы продуктивного пласта ;
большие этажи газоносности (40-100м) и большой диаметр эксплуатационных колонн (219мм) в зоне вскрытия продуктивного пласта.
Конденсационная вода стекающая к забою скважины проникает в продуктивный пласт, уменьшает прочность породы за счет намокания. Предотвратить разрушение смоченной водой породы практически невозможно. В результате, частицы породы пласта поступают в скважину, частично скапливаются на забое и выносятся потоком газа к устью. Можно уменьшить разрушение за счет ограничения рабочего дебита скважин с использованием штуцеров, а вынос разрушенной породы из скважины ограничить уменьшением скорости газа в зоне перфорации.
Характеристики продуктивных газонасыщенных пластов сеноманских залежей допускали эксплуатацию скважин с суточными дебитами газа более 1 млн. м /сутки при рабочих депрессиях на пласт 0,1- 0,6 МПа. Географическое расположение, наличие многолетнемерзлых пород и уникальные продуктивные характеристики потребовали создания новых технологий разработки месторождений и конструкций скважин, отличных от ранее используемых.
При обустройстве месторождений были применены технические решения [64], позволившие длительное время эксплуатировать скважины с высокими дебитами:
- Лифтовые колонны больших диаметров — Ду=168 мм,
- Размещение в кусте по 3-8 газовых скважин. В течение нескольких десятилетий в процессе эксплуатации скважин на месторождениях севера Тюменской области проблем обусловленных жидкостью не возникало. Избыточные энергетические возможности и достаточное количество резервных скважин позволяли добывать запланированные объемы газа за счет использования традиционных технологий эксплуатации скважин. С середины 1990-х годов ситуация резко изменилась: в настоящее время более половины добываемого в России газа приходится на месторождения, вступившие в период падающей добычи.
Пластовые условия сеноманских залежей основных месторождений Надым-Пур-Тазовского региона очень схожи (за исключением геологического строения). Состав газа: метан — около 98 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,56- -0,58. Температура газа в продуктивном пласте распределена не равномерно и находится в диапазоне температур 28-35С. С начала промышленной эксплуатации давление в пласте уменьшилось с 12 МПа до 1,0-3,5 МПа. Разница давлений в пласте и на забое скважин (депрессия) не превышает 0,3-0,4 МПа. С начала периода падающей добычи рабочие дебиты газа из скважин значительно уменьшились. Из-за уменьшения скорости газа в лифтовых колоннах ниже критического уровня, в скважинах создаются условия, при которых вода скапливается на забое и работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по удалению воды. Вода увеличивает потери давления в скважинах, дебиты снижаются.
Анализ условий эксплуатации фонда сеноманских газовых скважин крупнейших месторождений России показал, что количество скважин, в которых отмечается присутствие только конденсационной воды в 3-8 раз больше, чем скважин, в которых отмечен приток пластовой воды.
Вода, скопившаяся в трубах, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой скважины. В результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается этим давлением, дебит газа уменьшается, а скважина, при определенных значениях давления на устье и скоплении воды в трубах, может прекратить работу, т.е. подачу газа в газосборный трубопровод.
По состоянию на январь 2011 года эксплуатационные скважины перечисленных месторождений оборудованы преимущественно лифтовыми колоннами диаметром 168 мм и 114 мм. Менее 10% эксплуатационных скважин оборудованы лифтовыми колоннами из НКТ Ду=101 и 89 мм. Скважины, с лифтовыми колоннами из труб более 114 мм, оборудованны эксплуатационными колоннами из труб Ду = 219 мм. Остальные скважины оборудованы эксплуатационными колоннами из труб Ду =168 мм.
Скважины основных площадей Уренгойского НГКМ и Ямбургского НГКМ, оборудованные лифтовыми колоннами Ду =168 мм, эксплуатируются по пакерной схеме [76]. В отличие от Медвежьего НГКМ, на котором почти 50 % скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду =168 мм, эксплуатируется по беспакерной схеме. В процессе КРС на Медвежьем НГКМ пакер всегда извлекается. В период падающей добычи были разработаны технологические регламенты эксплуатации скважин по беспакерной схеме [70; 71].
В ходе анализа режимов работы сеноманских скважин Ямбургского, Уренгойского и Медвежьего НГКМ [48;82], выявлены характерные факторы, осложняющие эксплуатацию скважин и снижающие добычу газа. В основном они обусловлены наличием воды в продукции скважин:
- накопление жидкости в стволе скважины при дебите газа меньше минимального, необходимого для выноса;
- разрушение продуктивного пласта в призабойной зоне, вынос песка на забой скважины, образование протяженной по высоте песчаной пробки на забое скважины в интервале перфорации [70; 71].;
- дополнительные потери давления при движении газа в подпакерной зоне скважины на нисходящем участке ствола скважины от верхних отверстий интервала перфорации вниз к башмаку хвостовика лифтовой колонны, а затем при подъеме газа вверх через скопление жидкости
Уменьшение влияния перечисленных факторов на режим работы скважин является важным фактором для обеспечения проектных объемов отбора газа и увеличения производительности скважин.
Влияние самозадавливающихся скважин на общую суточную добычу газа достаточно велико. Особенно явно это проявляется на Медвежьем НГКМ. Например, количество самозадавливающихся и стабильно работающих скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=168 мм (из которых отбирается 57% газа от общей добычи газа по месторождению Медвежье), практически одинаково. При этом суточные отборы газа из самозадавливающихся скважин (Ду=168 мм) составляют одну треть от суточных отборов газа из эксплуатационного фонда (Ду=168 мм) [48].
Методика расчета режимов работы газовых скважин сеноманских залежей при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам
На этапах подготовки проектов разработки газовых месторождений используются различные методики и программные комплексы для расчета режимов работы скважин для начальной стадии разработки, для периода постоянной и падающей добычи. Как правило, объемы запланированной добычи газа из месторождений обеспечиваются за счет избыточной пластовой энергии в эти периоды.
При усложнении работы скважин из-за жидкости и разрушения приза-бойной зоны продуктивного пласта, выявляются новые проблемы, увеличивается количество задач, без решения которых невозможно эффективно применять новые технологии. Каждая технология должна адаптироваться к конкретным геолого-техническим условиям месторождений и каждой скважины. Данные о скважине получают в процессе общепринятых газодинамических исследований скважин [2;3;20]. Большинство методик исследования, предназначены для определеня параметров продуктивного пласта, которые накладываются (совмещаются) с характеристиками процессов [101]. Расчет каждого технологического процесса, должен учитывать особенности режима эксплуатации скважины. Характеристики скважин, уточняют в процессе использования конкретной технологии и объемах достаточном для её квалифицированного применения, получения эффективности при использования скважин.
При эксплуатации газовых скважин по одной лифтовой колонне режим работы определяется давлением в пласте, на забое и на устье, а также фильтрационными свойствами продуктивного пласта, термодинамическими свойствами газа и гидравлическим сопротивлением в лифтовой колонне [20].
При эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам потоки газа по ним перераспределяются в зависимости от давления в сборном коллекторе и гидравлических характеристик каналов. Работа сеноман-ских скважин многократно усложняется, из-за скоплений жидкости и разрушения призабойной зоны продуктивного пласта. Каждое изменение характеристик одного потока приводит к изменению другого. Для создания условий непрерывного выноса жидкости по центральной лифтовой колонне ограничивают отбор газа из кольцевого канала. Средства измерения и регулирования режимом эксплуатации размещают в составе устьевой обвязки скважины или вблизи устья.
Режим работы скважины, эксплуатируемой по концентрическим лифтовым колоннам определяется двумя группами характеристик скважины: технологических и конструктивных. Первая группа — параметры, имеющие однозначные значения и определяемые инструментальными методами без спуска глубинных приборов:
давления на устье и в продуктивном пласте;
размеры эксплуатационной и лифтовых колонн;
содержание жидкости в газе в парообразном состоянии.
Вторая группа - взаимосвязанных параметров характеризующих приток газа из продуктивного пласта зависящих от:
расположения и диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне;
расположения башмака лифтовой колонны в зоне вскрытия продуктивного пласта;
высоты динамического уровня жидкости в стволе скважины в интервале вскрытой части продуктивного пласта.
Технологические параметры второй группы определяют измерениями давления, температуры, плотности, расхода глубинными приборами, опускаемыми в скважину на проволоке или кабеле.
Режим работы скважины по концентрическим лифтовым колоннам, одновременно по центральной лифтовой колонне и с ограничением отбора по кольцевому каналу, описывается системой уравнений [67-69]: притока газа в скважину (2.1), движением по центральной лифтовой колонне (2.2) с заданным дебитом, достаточным для непрерывного выноса жидкости, балансовым соотношением объемов газа, проходящих по лифтовой колонне и кольцевому каналу (2.3), расход по центральной лифтовой колонне поддерживается автоматически (2.4), а давления на устье в межкольцевом канале превышает давление на выходе из центральной лифтовой колонны (2.5):
Дебит соответствующий режиму работы скважины находится, как решение системы уравнений 1-4 относительно QCKB.
Значения первого «а» и второго фильтрационного коэффициента «Ь» в уравнении притока (2.1) принято считать постоянными, определяемыми на основании испытаний скважины [6-8]. Наличие жидкости на забое предложено (Минским Е.М.) учитывать постоянным коэффициентом «с», который приближенно позволяет оценить высоту столба жидкости скопившейся на забое. Призабойная зона скважин сеноманских залежей, из-за расположения газоводяного контакта ниже исскуственного забоя, на некотором расстоянии от ствола скважины, не обводнена пластовой водой и влияния на вязкостное сопротивление (коэффициент «а») вода не оказывает.
Приведенная методика позволяет проводить оценочные расчеты режима работы скважины при незначительном, до 10 метров, расстоянии башмака лифтовой колонны от нижних перфорационных отверстий частично за-полненом жидкостью и на этапе подготовки решения о переводе скважины в эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам.
На этапе использования технологии эксплуатации скважины по концентрическим лифтовым колоннам периодически уточняется информация необходимая для оценки использования эффективности технологии на основании результатов исследования скважины на рабочих режимах.
Задачей нашего исследования являлась разработка методики информа-ционнаго обеспечения процесса эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам применительно к сеноманским залежам, в условиях осожненных из-за жидкости и песка.
После более 35 летней разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье и других аналогичных месторождений призабойные зоны продуктивного пласта скважин существенно изменились. Цитологически продуктивная толща сеномана сложена песчаниками и алевролитами с глинистым цементом. Глинистый цемент, основное связующее породы продуктивного пласта, не вызывает настоящего затвердения песков, так как глинистые частицы оказывают лишь слабое связующее действие и породы остаются рыхлыми. Образованные при вскрытии продуктивного пласта перфорационные каналы в процессе эксплуатации скважин постепенно превратились в каверны, а на забое образуются скопления песка, механических примесей и воды, которые периодически удаляют. В результате характер фильтрации и движения газа по эксплуатационной колонне в зоне продуктивного пласта и по стволу в скважине изменились и должны учитываться при оценке планируемых добычных характеристик при эксплуатации по концентрическим лифтовым колоннам. Вопросы разрушения газоносных пластов в зоне скважины, влияние песчано жидкостных скоплений в зоне забоя скважины рассмотрены в работах Андреева О.Ф., Алиева З.С, Коротаева Ю.П, Власенко А.П., Зиновьева, Пятахина М.В., Шеберстова Е.Н. и др. [2;4;8;23;56;65;66].
Размеры перфорационных каналов зависят от технологии вскрытия продуктивного пласта и его прочности. Установлено, что с увеличением пористости и проницаемости породы глубина перфорационного канала увеличивается [2]. При достижении критических напряжений в пласте обусловленных депрессией состояние породы в зоне перфорационного канала из упругого трансформируется в пластическое и пласт разрушается [65]. Вопросы, связанные с изменением поверхности фильтрации с учетом образующихся каверн в скважинах сеноманских залежей из-за сложности контроля и учета объемов породы, удаленной из скважины, изучены не достаточно.
В периоды падающей добычи и на завершающем этапе разработки сеноманских залежей в скважинах уменьшаются рабочие дебиты, на забое появляется сначала конденсационная, а затем и пластовая вода. Конденсационная вода стекает на забой, в скважине образуется столб жидкости барбати-руемой газом, часть жидкости фильтруется в нижние горизонты продуктивного пласта [49;82]
Оборудование для эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам
Для проведения испытаний в скважины были спущены лифтовые колонны из труб Ду=60мм (Двн=50) и установлены устьевые фонтанные арматуры (Рисунок 3.4 ) специально изготовленные по «Техническим требованиям на разработку опытных образцов устьевого оборудования скважин, необходимого для применения концентрических лифтов» Воронежским предприятием ООО НПО «НЕФТЕГАЗДЕТАЛЬ».
Реконструкция трубной обвязки проведена в соответствии с «Техническими требованиями к обвязке устья скважин и размещению оборудования для проведения приемочных и эксплуатационных испытаний системы оптимизации режимов работы скважин на месторождении Медвежье» и «Технические требования к конструкции скважин для проведения приемочных и эксплуатационных испытаний оборудования и технологии оптимизации режимов работы скважин сеноманских залежей на месторождении Медвежье».
Измерительный технологичекий комплекс ИТК «Пингвин» размещен на трубопроводе от скважины после (рисунок 3.1) комплекса «Смарт-Скид».
В качестве автоматизированного управляющего комплекса (в связи с отсутствием в России необходимого оборудования) был выбран комплекс «Смарт-Скид» ("Smart-Skid"), в блочном исполнении, компании ZEDi (Канада) (по тексту - управляющий комплекс). Он представляет собой техническое устройство, реализующее комплексное интегрированное решение для оптимизации режимов работы газовых скважин. Устьевой автоматизированный комплекс "Smart-Skid", устанавливается на площадке скважины (Рисунок 3.4), представляет собой теплоизолированный блок-контейнер, в котором размещены (Рисунок 3.5):
1.Комплекс технологического оборудования, через который газ из скважины поступает в газосборный коллектор: трубопроводную обвязку с запорной арматурой и сужающими устройствами, противопесочные фильтры с сменными фильтрующими элементами (Ф) (фирмы «The Hilliard Corporation»), были установленные на трубопроводах из ЦЛК и МКП, расходомеры (Q) с сужающими устройствами типа труб Вентури, регулирующие клапана (КР-1 и КР-2) с электропневматическим приводом и возможностью ручного управления Регулирующий клапан КР-1 предназначен для ограничения отбора газа из МКП, а КР-2 для ограничения дебита скважины по установленному максимуму
2.Комплекс управляющий потоком газа из скважины со средствами измерения (Таблица №3), обработки и передачи информации о режиме работы основного и дополнительного оборудования включающий контроллер для управления параметрами потоков газа (от ЦЛК, от МКП, КП), первичные преобразователи давления, температуры, разности давления, газоанализатор и оборудование для мониторинга процессов функционирования оборудования, система передачи данных по радиоканалу;
3.Комплекс вспомогательного оборудования включает: вспомогательное технологическое оборудование, средства энергообеспечения (электро и пневмопитания) и обогрева контейнера, измерения и регулирования технологических параметров;
4.Комплекс приема и обработки информации и формирования команд для управляющих воздействий состоящий из систем: телемеханики; двухсторонней передачи данных по радиоканалу; средства оперативно-производственной службы, осуществляющей централизованный сбор данных и оперативное управление (SCADA). Автоматизированное рабочее место оператора включало в себя переносной компьютер (ноутбук), на котором ус тановлено программное обеспечение для работы с комплексом «Смарт-Скид». АРМ были установлены в диспетчерской службе на территории УКПГ-7 и УКПГ-8 (в зоне эксплуатации которых были выбраны 2 скважины для проведения исследований).
При помощи сети передачи данных, предназначеной для обеспечения обмена данными между управляющим комплексом и компьютерной рабочей станцией оператора, находящегося на УКПГ, осуществляелся мониторинг и ручной режим управления режимом работы скважины.
Противопесочные фильтры в составе устьевой обвязки скважин в России использованы впервые. Обнаружение механических примесей в потоке (в частности песка) из ЦЛК и КП производится с использованием датчиков перепада давления измеряющих перепад давления на фильтрах песка F-100 и F-101 (Рисунок ). Для измерения разности давления использовали преобразователи работающие в диапазоне 0-75 кПа (0-300 дюймов водяного столба) фирмы Yokogawa, модель EJA 110А. Сигналы с датчиков подаются на контроллер SCADAPack 350 в реальном масштабе времени, который постоянно сравнивает величину измеренного параметра с контрольной константой, и в случае превышения контроллер выдает аварийный сигнал и включяет алгоритм реакции на песок в потоке.
Противопесочный фильтр (Рисунок 3.7) состоит из цилиндрического корпуса с подсоединительными фланцами на боковой поверхности со съемной крышкой на верхнем торце. В нижней части корпуса размещен продувочный патрубок подключамый к трубопроводу.
В процессе работы фильтр периодически освобождают от скопления песка продувкой в шлейф или заменяют катридж, предварительно очищенный от механических примесей. Длительность процедуры замены или продувки фильтра не превышает 20 минут. Очистку загрязненного фильтра извлеченного из корпуса фильтрющего элемента (катриджа) проводят промывкой чистой водой.
Управляющие комплексы «Смарт-Скид» были смонтированы на устье скважин в первых числах сентября, а с 26.09.2008 года скважины запущены в работу в шлейф через «Смарт-Скиды». Устьевые комплексы должны были поддерживать заданный в процессе исследований режим эксплуатации скважины по ЦЛК и МКП без проведения периодических технологических продувок на факельную линию.
Алгоритм управления режимом работы скважины аналогичен разработанному в 1965 году во ВНИИГАЗе «Способе эксплуатации газовых и газо-конденсатных скважин по межтрубному пространству и фонтанной колонне» [84].
Результаты исследований влияния технологии КЛК на призабойную зону пласта
Скважина № 722. По результатам ГИС (после КРС и 13-15.03.2009) отмечено образование песчаной пробки протяженностью 12 метров на забое в интервале перфорации. Ранее в скважине песчаные пробки не образовывались.
Во избежание образования песчаных пробок необходимо поддерживать режим работы при меньших депрессиях.
Результаты расчетов и сопоставления с фактическими данными показывают, что из-за кольматации пласта в процессе ремонта первые несколько месяцев, в процессе отработки ПЗП, скважина работает с увеличенной, по сравнению с расчетной, депрессией на пласт.
Учитывая эту особенность технологии, в Программе исследований были предусмотрены периодические геофизические исследования для определения положения искусственного забоя, а также ГДИ для определения текущих параметров работы пласта.
Причинами образования песчаной пробки, которая не является типичной для этой скважины, наиболее вероятно заключаются в следующем:
1) Эксплуатация скважин по КЛК сопровождается увеличением депрессии на пласт;
2) При низких пластовых давлениях глушение скважины сопровождается кольматацией призабойной зоны пласта, после освоения скважина работает с увеличенной депрессией при которой разрушается пласт;
3) При работе скважины в режиме самозадавливания (с барбатажем жидкости на забое) усилилось отрицательное воздействие жидкости на пласт. (этого не наблюдалось в скважине № 814).
В процессе испытаний измерялись каждый день давления на буфере ЦЛК, МКП и в кольцевом канале между эксплуатационной колонной (Ду= 219 мм) и ОЛК (Ду= 168 мм). В рабочем журнале накапливались данные за каждый час работы скважины, замеренные с помощью датчиков, расположенных в управляющем комплексе «Смарт-Скид».
ГДИ скважины были проведены 3 раза: до проведения КРС (май 2008 года), сразу после отработки скважины после КРС (20 августа 2008 года) и в июне 2009 года после промывки песчаной пробки. Результаты ГДИ представлены на диаграмме (рисунок 4.14). При проведении ГДИ в мае 2008 года при депрессии на пласт более 2,1 кгс/см2 (при дебите 170 тыс.м3/сутки) был зафиксирован вынос механических примесей. Вынос мехпримесей при этой депрессии не свидетельствует однозначно о разрушении пласта при этом режиме.
На основании ежедневных замеров буферного давления в затрубье (по статическому столбу газа) были рассчитаны давленияе на забое на разных режимах работы скважины. На рисунках 4.14 и 4.15 представлены диаграммы изменения забойного давления при различных дебитах за период сентябрь-декабрь 2008 года (рисунок 4.14) и за сентябрь 2009 года (рисунок 4.15).
При определении пластового давления перед проведением ГДИ в мае 2008 года пластовое давление составляло 16,0 ата. После проведения КРС по данным ГДИ пластовое давление составило 17,0 ата. По данным геофизических исследований, проведенных в тот же период, пластовое давление составляло 17,73 ата. Т.е. после проведения КРС имел место увеличение пластового давления за счет снижения депрессионной воронки и восстановления искусственного забоя скважины. По данным ГИС, проведенным в марте 2009 года пластовое давление составляло 16,33 ата. По данным ГДИ июне 2009 года пластовое давление составляло 15,8 ата. Данные измерений пластового давления очень противоречивы. Тот факт, что давление в пласте уменьшилось за 6 месяцев на 1,5 атм вызывает серьезные сомнения. Скважина работала 4 месяцев с дебитом, в 1,5 меньшим, чем до реконструкции, и 2 месяца работы с дебитом 30-40 тыс.м3/сутки. Темпы падения пластового давления при текущих величинах 1,5 атм в год. Заниженное пластовое давление объясняется наличием песчанно-жидкостной пробки высотой 27 метров.
В наших расчетах приняты величины пластовых давлений:
-17,4 ата в период октябрь-декабрь 2008 года
- 16,3 ата в сентябре 2009 года
Фактические и расчетные данные показывают, что эксплуатация скважины по концентрическим лифтовым колоннам сопровождалась повышенной депрессией. Со временем проходила отработка скважины и депрессия снизилась на 25-30%. Тем не менее, данные ГДИ показывают, что при тех же значениях депрессии характеристики пласта позволяют скважине работать по однорядному лифту с дебитом, в 1,5-2 раза превышает дебит газа при работе по КЛК. Тем не менее, эксплуатация по КЛК обеспечивает эксплуатацию скважины без самозадавливания. В скважине № 814 наличие пробки по результатам ГИС в марте 2009 года (спустя 6 месяцев с начала испытаний) не отмечено.
Отсутствие пробки в скважине, в которой последние 4 года проводились ремонты с целью промывки пробки, связано с тем, что дебит скважины был ограничен на уровне ПО тыс.м3/сут и забойное давление не превышало критических значений. Таким образом, при определении технологического режима работы скважин по концентрическим лифтовым колоннам необходимо поддерживать давление на забое, не превышающее критических значений, при котором происходит разрушение призабойной зоны.
Скважина № 814. По результатам ГИС (после КРС и 28-30.03.2009) не отмечено образование песчаной пробки на забое в интервале перфорации. Ранее в скважине песчаные пробки различной мощности промывались ежегодно. Таким образом, за счет поддержания заданного технологического режима удалость обеспечить стабильную эксплуатацию скважины без самоза-давливания и предотвратить разрушение призабойной зоны и образование песчанно-глинистой пробки.
