Scientific journal
European Student Scientific Journal
ISSN 2310-3094

TECHNOLOGICAL JUSTIFICATION OF THE EFFICIENCY AND THE OPERATION SYSTEM OF WELLS WITH THE APPLICATION OF TECHNOLOGY OF CONCENTRIC LIFT COLUMNS

Ilmurzina D.O. 1
1 Federal Budget Educational Institution of Higher Education "Industrial University of Tyumen"
The main problems arising from the exploitation of gas and gas condensate wells in the fields of Western Siberia in the final stage of development are: low reservoir pressure, a large degree of watering, collapsing reservoir and poor technical condition of the wells themselves. The effectiveness of technological solutions for the development of deposits is primarily determined by the features of the geological structure, the patterns of change in reservoir properties, the activity of the water basin and other geological field criteria. Consider the characteristic geological and commercial features of the Cenomanian gas deposits on the example of the most studied Bear field. The deposit is in the final stage of operation, which is characterized by a decrease in the degree of drainage of reserves due to a number of geological and technological reasons (watering, reduction of the energy potential, and retirement of wells). The nature of the distribution of reservoir pressure over the area of ​​gas content was formed under the influence of geological features, the sequence of development and the pace of development of individual sections of the field. As for the total sampling, and the nature of the reduction of reservoir pressure at the field, there are three conditionally independent zones - the southern (UKPG-1-4), the central (UKPG-5-8) and the Nyadinskaya (UKPG-9). The boundaries of these areas are the clay zone, originally established from the drilling of exploration wells 8 and 10, respectively, between UKPG-4 - UKPG-5 and UKPG-8-UKPG - 9
technological justification
concentric elevator columns
reduced debit
bear deposit.

Применение системы концентрических лифтовых колонн позволяет получить прирост дебита газа за счёт оптимизации режима работы скважины.

Помимо дополнительного прироста добычи газа скважины за счёт оптимизации режима ее работы при оптимизации также снижаются потери газа при продувках скважины.

Эффект от внедрения системы КЛК, таким образом, формируется за счет следующих основных факторов:

- прирост отборов газа за счет отсутствия простоев по причине самозадавливания скважин и продувок на факельную линию.

- снижение расходов на добычу газа из скважин за счет уменьшения платы за выбросы вредных веществ в атмосферу из-за продувок скважин.

- дополнительная добыча газа за счет оптимизации режима работы газовых скважин [1].

Приняты следующие значения начальных параметров для самозадваливающейся скважины: пластовая температура -305,15° К; среднее пластовое давление - 1,75 МПа. В качестве значения дебита самозадавливаюейся скважины принят дебит, ниже которого вынос жидкости из колонны НКТ прекращается.

Расчет среднегодового снижения дебита условной скважины выполнялся на основе сравнения средней накопленной добычи скважин за первые 5 месяцев 2009 года и за соответствующий период 2010 года [2].

При анализе эксплуатации скважин Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения получены следующие данные для оценки эффективности мероприятия (таблицы 1, 2):

Таблица 1 - Динамика снижения дебита по фонду скважин Медвежьего месторождения за период январь-май в 2009 и 2010 гг.

Наименование показателей

2009 год

2010 год

Среднее значение накопленной добычи (с января по май), тыс. м3:

- фонд самозадавливающихся скважин

- основной фонд скважин

16811,07
23133,56

14289,76 21998,04

Процент снижения дебита за год:

- фонд самозадавливающихся скважин

- основной фонд скважин

15%
5%

 

Таблица 2 - Технологический режим работы скважины № 722 и 814 до внедрения КЛК

Период между продувками

Максимальный –минимальный дебит, тыс. м3/сут.

Средний
дебит,
тыс. м3/сут.

Давление в шлейфе после продувки, атм

Процент падения
среднего дебита от
максимального

Скважина № 722

15-26.05.2008

170 - 50

100,5

10,73

41%

6-11.06.2008

176 - 83

127,4

10,71

28%

11-26.06.2008

178 - 47

105,2

10,71

41 %

За весь период

175 - 60

111

10,72

36%

Скважина № 814

3-21.05.2008

163-81

120,4

12,8

26%

21.05-7.06.2008

162 - 83

122,1

13,3

25%

8.06-5.07.2008

156 - 54

98,7

13,1

37%

За весь период

160-73

113

13,1

29%

В среднем на скважину

167,5-66,3

112

-

33%

 

- среднее снижение дебита фонда стабильно работающих скважин составляет около 5% в год;

- среднее снижение потенциального дебита фонда само задавливающихся скважин достигает 15% в год;

- средний дебит скважин в режиме самозадавливания на 35% меньше потенциального дебита скважины (дебита после проведения продувки), определяемого ее продуктивностью;

- средний дебит по технологии КЛК на 25% меньше значений дебита скважины до внедрения КЛК [3].

Таким образом, снижение дебита на каждый год эксплуатации без внедрения КЛК (скважины, работающие в режиме самозадавливания) будет составлять 15% в год, а для варианта с применением КЛК (скважины, оснащенные системой оптимизации) – 5% в год, как в случае со стабильно работающими газовыми скважинами, оснащение системой концентрических лифтовых колонн позволит стабилизировать работу самозадавливающихся скважин.[4]

Результаты статистического анализа показывают, что увеличение потерь газа от продувок ствола скважин от жидкостно-гидратных пробок составляет 7% каждый год (таблица 3).

Согласно рекомендациям по назначению технологического режима газового промысла ООО «Газпром добыча Надым» статистически доказано, что при падении потенциального дебита самозадавливающейся скважины ниже значения 40 % от дебита, определяемого по критерию Точигина, дальнейшая эксплуатация скважины не целесообразна и рекомендуется ее остановка.

В таблице 4 приводятся рассчитанные значения минимального дебита, определенного по критерию Точигина для различных значений пластового давления на прогнозируемый период (19 лет) [5].

Таблица 3 - Расход газа на проведение продувок жидкостно-гидратных пробок на Медвежьем НГКМ

Период

Потери газа при продувках жидкостно-гидратных пробок, тыс. м3

2009 год

2010 год

Прирост за год

тыс. м3/сут

%

Январь

2576,78

1675,20

- 901,58

-35

Февраль

1800,13

1439,27

-360,86

-20

Март

1479,20

1957,04

477,85

32

Апрель

1612,52

1953,94

341,42

21

Май

1301,70

1906,42

604,72

46

Июнь

786,90

1003,54

216,64

28

Июль

278,00

604,25

326,25

117

Август

720,40

1086,06

365,66

51

Сентябрь

1382,10

908,02

-474,08

-34

Октябрь

1647,10

1759,94

112,84

7

Ноябрь

1642,10

1791,82

149,72

9

Декабрь

1750,77

2069,16

318,39

18

Всего за год

16977,69

18154,66

1176,97

7

 

Далее был проведен анализ данные о работе скважин № 722 и 814 до внедрения технологии КЛК (таблица 2). Результаты анализа показывают, что средние дебиты самозадавливающихся скважин ниже на 35% значений потенциального дебита скважины (дебита после проведения продувки).

Помимо этого, средний дебит скважины, в которой применяется технология эксплуатации с КЛК повышается на 10%, в сравнении с самозадавливающейся скважиной, а значит значение на 25% меньше значения дебита скважины до применения технологии КЛК.

Объем газа, теряемого при проведении продувки, рассчитывается по формуле:

где Qпг - объем теряемого газа при проведении продувки, тыс. м3; q – дебит газовой скважины, тыс. м3/сут; τ - время продувки скважины, сут.; n- количество проведенных продувок за расчетный период.

Определение количества газа, недополученного из-за простоя газовой скважины во время проведения продувки, рассчитывается той же формулой, но потери при проведении продувок считаются исходя из потенциального дебита, а потери при простое скважины - из среднего дебита эксплуатационных скважин в режиме самозадавливания.

Согласно данным по самозадавливающимся скважинам Медвежьего месторождения на 01.03.2011 г., были определены средняя продолжительность и периодичность продувок, которые составили 0,06 и 10,7 суток соответственно.

Также по данным о расходе газа на проведение продувок жидкостно-гидратных пробок на Медвежьем НГКМ увеличение газовых потерь при проведении продувок период с 2009 по 2010г. составило 7% (таблица 3).

Определение годовой добычи скважин была производилось по формуле:

где Qг – накопленная добыча газа за год, тыс. м3; qcp — средний дебит скважины, тыс. м3/сут.; k - коэффициент эксплуатации скважины (0,95).

Результаты расчета динамики эксплуатации условной скважины, оснащенной НКТ диаметром Ду= 168 мм, на 19 лет по вариантам с КЛК и без представлены в таблице 4 и таблице 5 [6].

Анализ таблицы 4 показывает, что через 8 лет потенциальный дебит условной скважины, эксплуатируемой с периодическими продувками, становится ниже минимально допустимого дебита скважины, значение которого составляет 40 % от дебита, определенного по критерию Точигина для соответствующих значений пластового давления.

Таблица 4 – Результаты расчета динамики эксплуатации условной скважины в период с 2018 по 2028 год по вариантам с применением КЛК и без.

Таблица 5 – Годовая добыча условной скважины в период с 2018 до 2028 года

Поэтому дальнейшая эксплуатация скважины без применения технологии КЛК считается не целесообразной, и в дальнейших расчетах учитывается только скважина, которая оснащена системой КЛК.

По результатам таблицы 5, внедрение системы концентрических лифтовых колонн на Медвежьем НГКМ позволит получить дополнительно 303,2 млн. м 3 за расчетный период 19 лет на одну условную скважину за счет оптимизации ее режима работы.

Снижения потерь газа (за счет уменьшения выбросов вредных веществ), при исключении продувок скважин от жидкостных пробок, составит 1,3 млн. м3 за расчетный период.

Прирост добычи газа, при отсутствии простоев газовых скважин во время продувок составит 0,87 млн. м3.

Таким образом, исключение продувок ствола скважин позволяет получить общий прирост добычи 2,2 млн. м3.

Расход газа на обеспечение автономной работы системы концентрических лифтовых колонн, составляет 8,4 тыс. м3/год. За расчётный период 19 лет, данный расход составит 158,9 тыс. м3. Общий прирост добычи газа скважины с внедренной системой КЛК составит 305,3 млн. м3 с учетом расхода на автономное обеспечение.