Тюменниигипрогаз

Секция 2

текущей продуктивности, пластовом и устьевом давлении. При этом забойное давление, соответствующее полученному значению дебита НКТ, является рабочим забойным давлением, а точка пересечения прямой линии с кривой минимального дебита по Точигину соответствует критическому дебиту, необходимому для выноса жидкости с забоя при данном значении диаметра трубы.

Минимальное необходимое значение дебита газа для НКТ вычисляется, исходя из полученного критического значения, увеличением его значения на 10–20 %. Объем закачки газа определяется разностью значений мнимально допустимого дебита газа для НКТ и рабочего дебита газа.

Применение эмпирических корреляций [3] для расчета потерь давления по стволу скважины позволяет определить устьевое давление, необходимое для поддержания минимально допустимого дебита газа по НКТ, с учетом объема газа, закачиваемого по затрубному пространству, а также давление закачки газа, необходимое для поддержания заданного давления на забое, и, как следствие, обеспечения притока пластового флюида в скважину.

В результате разработан метод расчета параметров работы скважины с подачей на забой «сухого» газа с учетом поддержания забойного давления для обеспечения минимального дебита, необходимого для выноса диспергированной жидкости по НКТ при текущем пластовом давлении и продуктивности. Метод позволяет рассчитать необходимый дебит закачиваемого газа, давление закачки, а также устьевое давление, необходимое для поддержания давления на забое скважины и обеспечения притока пластового флюида.

Данный метод использован при определении рабочих параметров подачи «сухого» газа на забой проблемных скважин Медвежьего месторождения. Результаты расчетов показали высокую сходимость.

Список литературы:

1.Ли Д., Генри Н., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. М.: ООО «Премиум инжиниринг», 2008. 384 с.

2.Одишария Г. Э., Точигин А. А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, Ивановский гос. энергетический институт, 1998. 400 с.

3.Брилл Дж. П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.

170

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Повышение эффективности эксплуатации газоконденсатных скважин за счет применения двухнапорной системы сбора

Шарафутдинов Р. Ф., Орехов Е. Н., Погребняк И. С., Гушинец А. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

В настоящее время газодобывающими предприятиями на севере Западной Сибири разрабатываются два продуктивных комплекса, значительно различающихся между собой по геолого-промысло- вым характеристикам. Это крупные сеноманские газовые залежи верхнемеловых отложений и комплекс газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей в неокомских и ачимовских отложениях нижнего мела.

Отличительными особенностями нижнемелового продуктивного комплекса являются относительно малые газонасыщенные толщины продуктивных пластов, значительная площадь их распространения и высокая степень неоднородности фильтрационно-емкостных параметров коллекторов. Совокупность указанных факторов обусловливает неравномерный характер распределения запасов конденсатосодержащего газа в пределах отдельных залежей и объектов эксплуатации, отличающихся более чем в 20 раз. Различие в концентрации запасов газа по площади усугубляется значительной неоднородностью коллекторов по проницаемости. В результате продуктивные характеристики и диапазоны рабочих дебитов скважин даже в пределах одного куста различаются в несколько раз, что приводит к осложнениям при эксплуатации скважин.

Обобщенный анализ состояния эксплуатационного фонда разрабатываемых неокомских залежей Надым-Пур-Тазовского региона свидетельствует о том, что основной причиной выбытия скважин в бездействие (остановки) являются различия в добывных возможностях скважин, не позволяющие осуществлять эксплуатацию низкопродуктивных скважин в общий газосборный коллектор с высокопродуктивными.

Решение указанной проблемы возможно за счет внедрения на определенной стадии освоения месторождений двухнапорной системы сбора скважинной продукции, которая хорошо проявила себя при разработке неокомских залежей западного купола Севе- ро-Уренгойского НГКМ.

Залежи западного купола сгруппированы в три эксплуатационных объекта. Ввод в промышленную эксплуатацию газоконден-

171

Секция 2

сатных залежей I-го объекта осуществлен в 2001 г. С 2010 г. для обеспечения проектного уровня и компенсации падения добычи углеводородной продукции на месторождении проводятся мероприятия по вводу в активную разработку нижележащих II-го и III-го объектов, характеризующихся начальным пластовым давлением.

Приобщение к разработке нижележащих объектов осуществляется как новым фондом, так и выполнившим свое назначение на I-м эксплуатационном объекте (выбывающим в бездействие). При этом скважины подключаются к существующей системе сбора продукции.

В связи с этим схема кустового расположения скважин с разными добывными возможностями и устьевыми характеристиками при сборе продукции в общий коллектор перестала обеспечивать необходимые условия для устойчивой эксплуатации газосборных сетей. Данная особенность обусловила необходимость строительства двухнапорной системы сбора добываемой продукции (рисунок), которая включает в себя:

–газосборные коллекторы от проектируемых и существующих кустов для подачи газа по существующей системе сбора на запор- но-переключающую арматуру (ЗПА) установки комплексной подготовки газа (УКПГ) – высоконапорный коллектор (ВНК);

–газосборные коллекторы от проектируемых и существующих кустов для подачи газа по вновь проектируемой системе сбора газа на пункт переключения арматуры (ППА) УКПГ – низконапорный коллектор (ННК).

Схема сбора газа

172

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Применение двухнапорной системы сбора на Северо-Урен- гойском месторождении в настоящее время позволяет не только управлять процессом разработки при одновременной эксплуатации скважин одного куста с низким и высоким энергетическими потенциалами, но и поддерживать высокий коэффициент использования фонда скважин (0,96 д. ед.). Также это позволяет более рационально подбирать необходимые мощности дожимного комплекса и увеличивать эффективность его использования в связи с возможностью направлять продукцию высоконапорных скважин, не нуждающихся в компримировании, напрямую в цех подготовки товарной продукции.

Внастоящее время сбор продукции 17 скважин действующего фонда осуществляется по высоконапорным шлейфам, а 35 – по низконапорным (33 и 67 % соответственно).

Вдальнейшем в процессе эксплуатации II-го и III-го объектов, по мере снижения энергетического потенциала в скважинах, будет произведен их перевод с ВНК на ННК. В свою очередь, высвобождающиеся мощности ВНК будут использоваться при вводе новых скважин, предусмотренных для добуривания.

Анализ результатов прогнозных расчетов технико-экономиче- ских показателей показал, что за счет использования данной технологии сбора продукции за 10 лет ее эксплуатации стабильной работой будет обеспечено 28 % скважин, прогнозируемых к выбытию, а добыча конденсатосодержащего газа за рассматриваемый период увеличится более чем на 20 %.

173

Секция 2

Промывка песчаных пробок пенными системами с использованием колтюбинговых и азотных установок

Юнингер Я. А. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений характеризуется тремя периодами эксплуатации: нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

Если периоды нарастающей и постоянной добычи характеризуются относительно стабильной работой эксплуатационных скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в их работе. Наиболее характерные из них: накопление воды на забое скважин, образование песчано-глинистых пробок, разрушение призабойной зоны, деформация эксплуатационных колонн. Это может привести к сокращению сроков эксплуатации и снижению экономически рентабельного промышленного коэффициента газоотдачи.

Появление песка на забое происходит практически во всех газовых скважинах и связано в основном с механическими свойствами продуктивного пласта. При снижении пластового давления в процессе разработки газовых месторождений происходит ускоренное разрушение скелета горных пород продуктивного пласта и, как следствие, вынос песка из пласта в скважину. Иногда песчаная пробка достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Пробка перекрывает интервал перфорации, препятствует движению газа из пласта вплоть до полного прекращения добычи. Таким образом, удаление этих пробок из скважин является наиболее распространенным видом ремонтно-восстановительных работ. В последние годы в мировой практике при проведении этих работ все чаще используются колтюбинговые установки с колонной гибких труб.

Разработанные технологии имеют существенные преимущества по сравнению с традиционными методами в следующих аспектах:

––технологический – возможность проведения работ без предварительного глушения скважин;

––экономический – сокращение времени выполнения ремонта скважин;

––экологический – уменьшение загрязненности пласта и устьевой площадки;

––социальный – улучшение условий труда бригады.

174

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

На завершающей стадии разработки месторождений наилучшие результаты по промывке песчаных пробок достигаются с использованием пенных систем. Их применение в качестве промывочного агента позволяет быстро изменять забойное давление путем регулирования плотности пены, повысить механическую скорость промывки пробки, снизить расходы жидкости на 20–30 % вследствие высокой удерживающей способности пены, минимально воздействовать на продуктивный пласт.

Суть технологии заключается в следующем. Промывку пробки проводят под давлением без глушения скважины. Размыв пробки ведется струей пены через насадку на конце гибкой трубы. Продукты разрушения выносятся по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной. Причем плотность пены подбирается таким образом, чтобы обеспечить промывку скважины на равновесии, что исключает загрязнение призабойной зоны продуктами разрушения песчаной пробки.

В процессе промывки песчаной пробки допустимое давление нагнетания промывочной жидкости не должно превышать давления опрессовки гибкой трубы, превентора и герметизатора, а давление на выкиде скважины со сбросом пены в сепаратор не должно превышать 0,3 МПа. Скорость пенной системы не должна превышать 10 м/с. При ремонте скважины для обеспечения взрыво- и пожаробезопасности используется азот, вырабатываемый азотными установками, и применяемый обычно в виде пенных растворов. С его помощью осуществляется освоение отремонтированной скважины.

175

Секция 2

Анализ текущего состояния нагнетательного фонда скважин Уренгойского газопромыслового управления ООО «Газпром добыча Уренгой» и альтернативный метод улучшения приемистости

Юнусов А. А. (ООО «Газпром добыча Уренгой»)

Врезультате производственно-хозяйственной деятельности промысловых объектов ООО «Газпром добыча Уренгой» образуются сточные воды, утилизация которых происходит в виде закачки в нагнетательные скважины. Уренгойский специализированный полигон для захоронения сточных вод производства включает 20 самостоятельных участков. В пределах промыслов Уренгойского газопромыслового управления (УГПУ) нагнетательный фонд составляет 35 скважин.

К сточным водам относятся промышленные и хозяйственно-бы- товые воды, утилизация которых на промысле производится путем их закачки в апт-сеноманский водоносный комплекс, непосредственно в подгазовую часть залежи.

За период эксплуатации полигона (с 1979 г.) на 01.01.2013 г. в пласт закачано 22,5 млн м3 сточных вод, а к 01.01.2026 г., согласно программе мониторинга подземных вод, объем утилизированных стоков превысит 50 млн м3.

Врезультате длительной эксплуатации нагнетательных скважин происходит снижение приемистости пласта вследствие его кольматации, что в свою очередь осложняет процесс утилизации.

Применяемые методы, направленные на улучшение приемистости, стали малоэффективными и приводят лишь к кратковременным (не более трех месяцев) периодам стабильной работы скважин.

Учитывая необходимость применения альтернативных методов увеличения приемистости нагнетательных скважин, геологическая служба УГПУ в 2011 г. провела опытно-промышленные работы по гидроразрыву пласта (ГРП) в нагнетательной скв. 36 газоконденсатного промысла № 11.

Приемистость скважины по данным геофизического обследования до проведения ГРП составила 280 м3/сут, после – 768 м3/сут. После проведенного ГРП в скважину за 13 месяцев утилизировано 76500 м3 сточных вод. Максимальные месячные объемы закачки доходили до 10000 м3. На сегодняшний день скважина находится в работе, в нее утилизируется 4500 м3 промышленных стоков в месяц.

Таким образом, исходя из проведенного анализа состояния нагнетательного фонда скважин, необходимо рассмотреть возможность восстановления приемистости методом ГРП.

176

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Исследование влияния степени детализации состава углеводородного сырья при моделировании УКПГ на точность расчета материально-компонентного баланса

Якушенко Е. А., Рычков Д. А., Украинцева Д. Е. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Информация о составе добываемого углеводородного сырья (УВС) необходима для квалифицированного выполнения всех балансовых расчетов при решении научных и производственных задач. К таким задачам относятся как расчеты в гидродинамических симуляторах (ECLIPSE), так и расчеты моделей в системах технологического моделирования (HYSYS).

При выполнении расчетов моделей установок комплексной подготовки газа (УКПГ) в системах технологического моделирования, как правило, пользуются компонентно-фракционной формой представления состава. При этом в составе УВС выделяют несколько легких индивидуальных компонентов (азот, углекислый газ, С1–С5), а высококипящую смесь углеводородов разделяют на псевдокомпоненты или узкие фракции. Состав, состоящий из индивидуальных компонентов и узких фракций, называется компо- нентно-фракционным (КФС) [1].

Расчеты моделей в гидродинамических симуляторах требуют больших вычислительных мощностей, и для ускорения процесса составы пластовых флюидов сокращают до 8–10 компонентов. При этом в составе пластовых газоконденсатных флюидов выделяют только легкие углеводороды (от метана до пентана включительно), а всю жидкую часть идентифицируют как группу углеводородов С6+. В то же время для получения достоверных балансов промысловой подготовки добываемых флюидов необходимо знать подробный фракционный состав жидкой части пластового флюида.

Для оценки влияния степени детализации состава УВС на результаты расчета модели УКПГ было выполнено сравнение расчетных материально-компонентных балансов, полученных на модели УКПГ-22 Уренгойского НГКМ, созданной в системе технологического моделирования HYSYS.

Расчеты выполнялись в следующей последовательности. Сначала был выполнен расчет УКПГ с использованием исходного КФС (69 компонентов) добываемого газоконденсатного флюида. Затем содержания компонентов и фракций исходного КФС были сгруп-

177

Секция 2

пированы в 8 псевдокомпонентов Н1-Н8 (таблица). Температуры кипения, молекулярные массы и плотности полученных компонентов были рассчитаны по аддитивности, остальные свойства рассчитаны в HYSYS по встроенным методикам. Далее в системе технологического моделирования была рассчитана модель УКПГ с сокращенным набором компонентов. В результате расчетов определялись выходы и КФС товарных продуктов – сухого газа и нестабильного конденсата.

Группировка компонентов и фракций полного КФС в псевдокомпоненты сокращенного набора

Компоненты и фракции	Псевдокомпонент
С1, N2, СО2	Н1
С2–С4	Н2
С5 – 130 °С	Н3
130–250 °С	Н4
250–350 °С	Н5
350–450 °С	Н6
450–550 °С	Н7
550–650 °С	Н8

Относительные отклонения расчетного удельного выхода нестабильного конденсата на товарный газ от фактического при расчете с 69 компонентами составляют 1,4 %, а при расчете с 8 компонентами – 10,2 %, что говорит о неприемлемой точности расчета модели с сокращенным набором компонентов.

Таким образом, для наиболее точных расчетов балансов промысловой подготовки добываемых газоконденсатных флюидов необходим подробный фракционный состав пластового флюида. С его помощью возможно максимально точно определить выходы продуктов промысловой подготовки и переработки добываемого сырья, а также компонентно-фракционные составы добываемой продукции.

Список литературы:

1.Касперович А. Г., Магарил Р. З. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений: учеб. пособие. М.: КДУ, 2008. 412 с.

178

Секция 3

Строительство

скважин