Применение технологии по изоляции притока подошвенной воды в скважины перед установкой МКУ на кустах газовых скважин

Разработка газового месторождения на стадии падающей добычи может сопровождаться процессами, снижающими эффективность процесса извлечения газа, такими как разрушение призабойной зоны пласта, образование песчано-жидкостных пробок на забое, снижение давления в пласте, повышение уровня газоводяного контакта, скопление пластовой воды в проницаемых коллекторах. Основной причиной снижения работоспособности скважин является невозможность обеспечения дебитов (скоростей потока), достаточных для своевременного выноса жидкости с забоев скважин. С начала разработки сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири средние пластовые давления снизились, уровень ГВК значительно поднялся, и разработка уже перешла в стадию падающей добычи. Поэтому основной задачей на сегодня является поиск и применение методов, которые позволят вести эффективную разработку залежи и эксплуатацию как отдельно взятых кустов скважин, так и месторождения в целом.[1,2]

Наиболее значимыми мероприятиями, проводимыми на стадии падающей добычи, являются: замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра; периодическая продувка скважин с выпуском газа в атмосферу; применение плунжерного лифта; циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство; закачка поверхностно-активных веществ; использование концентрических лифтовых колонн; применение модульных компрессорных установок. С целью повышения эффективности извлечения запасов газа на месторождении G предлагается внедрение модульных компрессорных установок (МКУ) [3].

Однако, необходимо учесть состояние призабойной зоны скважин кустов, где предлагается применение технологии МКУ. Состояние фонда скважин показывает, что продукция части скважин обводнена более чем на 75%. Установку МКУ на таких кустах необходимо начать после проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР). Анализ технической литературы по проблеме борьбы с обводнением и ограничения притока вод к скважинам показал, что к настоящему времени в мире известно более 50 реагентов и рецептур для выполнения ремонтно-изоляционных работ (РИР):

• —    смеси на основе минеральных вяжущих веществ (тампонажный портландцемент, шлак, гипс и их композиции);

• —    тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);

• —    тампонажные растворы, полученные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), то есть цементно-полимерные растворы (ЦПР);

• —    многокомпонентные тампонажные смеси;

• —    сжимающиеся тампонажные материалы и др.

Для выполнения задачи снижения обводненности призабойной зоны скважин перед установкой МКУ предлагается изобретение по изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах, авторами которого являются Кудина Е.Ф., Печерский Г.Г. [4]. Способ включает в себя: спуск насосно-компрессорных труб до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание блокирующего полимерного состава по затрубному пространству, цементного изолирующего состава по НКТ, их продавку технологической жидкостью. Перед закачиванием блокирующего полимерного состава подают в затрубное пространство маловязкий гелеобразующий состав для ограничения водопритока в скважину, содержащий, мас.%: 50%-ный водный раствор силиката натрия 7,6-9,4; уксусную кислоту 1,0-1,4; многоатомный спирт 0,1-18,9; вода - остальное. После продавки изолирующего состава в пласт, скважину закрывают на 48 часов ОЗЦ и структурирования маловязкого гелеобразующего состава. Затем приступают к зачистке стенок эксплуатационной колонны и освоению скважины. Проведенный рассчет показывает, что для обработки 20 м водопроявляющего пласта необходимо 5,4 м3 маловязкого гелеобразующего состава, 1 м3 блокирующего состава, 0,72 м3 цементного изолирующего состава. Также необходимо рассчитать объем технологической жидкости для доставки данных составов по затрубному пространству VТЖЗП и продавки через НКТ VТЖНКТ. После обработки ПЗС можно переходить к установке МКУ на кусте.

Модульная компрессорная установка является автономным техническим устройством, проводящим процессы компримирования газа, сепарации от жидкости и подачи для дальнейшего транспорта в газосборный коллектор. Управление работой МКУ предполагается производить из единой диспетчерской. Это позволяет сделать шаг вперед в работе по внедрению так называемых "малолюдных технологий".

Газ вместе с жидкостью (ГЖС), пройдя через устье скважины, поступает в первый блок модульной компрессорной установки - сепаратор , где проходит первичное разделение от воды и механических примесей. Через систему арматур газ поступает в газоперекачивающий агрегат (собственно, компрессор и нагнетатель ), где он дожимается до необходимого давления. Далее по газопроводам-шлейфам газ идет на УКПГ для полной осушки. Жидкость и механические примеси стекают из сепаратора в емкость для слива, откуда происходит их дальнейшая утилизация. Помимо перечисленных, мобильная установка включает в себя систему приборов автоматики, маслобаки и дополнительные устройства, обеспечивающие непрерывную безопасную эксплуатацию установки.

За счет компримирования газа на МКУ станет возможным увеличение добычи газа. Увеличение отборов за счет увеличения скорости потока газа позволит предотвратить скопление жидкости на забоях скважин, которое привело бы к самозадавливанию скважин и потере их работоспособности. Первичная сепарация газа от механических примесей и воды непосредственно на кустах в одном из блоков МКУ позволит продлить срок службы оборудования МКУ, участков газосборной сети, уменьшить число необходимых реконструкций.

Эффективность применения установки определяется изменением добывных возможностей (дебита) скважин. Дебит газовой скважины Q г , по формуле Дюпюи для газовой скважины, прямо-пропорционален разнице квадратов пластового и забойного давлений. Использование МКУ позволяет нам регулировать дебит скважин, установив квадратичную депрессию (разницу квадратов пластового и забойного давления) на оптимальном уровне на том этапе, когда без компрессорной установки депрессия не позволяла бы получать дебит, необходимый для выноса жидкости. Данное обоснование не учитывает изменения остальных параметров (проницаемость, вязкость, отношение радиусов (контура питания и скважины), эффективной толщины), так как их изменение относительно незначительно. С МКУ процесс снижения дебита будет более плавный, что приведет к более длительной работе скважин и добыче большего объема низконапорного газа из залежи. Модель изменения квадратичной депрессии показана на рисунке 1.

Изменение квадратичной депрессии от времени с применением МКУ и без МКУ

—♦—Рплл2-Рзл2(с МКУ)

-■-Рплл2-Рзл2(без МКУ)

Рисунок 1. Изменение разницы квадратов пластового и забойного давления с МКУ и без МКУ от времени

Одним из разработчиков и поставщиков оборудования является голландская компания «Siemens Nederland N.V.». Она произвела мобильную компрессорную установку ( Siemens Mobile Wellhead Compressor Package) для апробации технологии распределенного компримирования на Вынгапуровском месторождении. Конкурентом зарубежной компании выступает ООО "ГЕА Рефрижирейшн РУС" с "Новым проектом в рамках программы импортозамещения".[5]

На постоянно-действующей геолого-технической модели (ПДГМ) были расчитаны варианты разработки Вынгапуровского месторождения с учетом ввода МКУ и без него. Результат показан на рисунке. Ввод МКУ обеспечит дополнительную добычу 4,6 млрд. м3 газа. [6] Для расчета эффективности технологии МКУ использованы данные, полученые на основе экспериментов, проведенных на месторождении G, предусмотренные проектом разработки месторождения. Необходимые для гидродинамического моделирования физико-химические свойства газа, воды, и породы задавались в соответствии с результатами лабораторных исследований. Основываясь на результаты исследований, показанные на рисунке 2, возможно проведение оценки дебитов с применением технологии МКУ и без нее.

Рисунок 2. Прогнозные уровни отбора газа:

1 - годовой отбор газа (с МКУ); 2 - годовой отбор газа (без МКУ);

3-накопленный отбор газа (с МКУ); 4 - накопленный отбор газа (без МКУ)

Рассмотрим экономический эффект от применения МКУ.

Расчет дебитов скважин показал, что дополнительная добыча газа за 20 лет применения МКУ на газовом составит 145,6 млрд. м3 сверх добычи без установки. Исходя из этого можно сделать вывод об экономической эффективности. Общая сумма дохода от добычи газа = 145,6 млрд. м3 * 0,167= 24,3 млрд.долл. = 1 555 млрд. руб.

Затраты на себестоимость дополнительно добытого газа (по курсу 20долл./1000м3) равны 2912млн. долл. (186,4 млрд. руб.)

Капитальные затраты на установку технологии МКУ и проведении работ по изоляции подошвенных вод (на 64 куста) по стоимости порядка 3,1 млн. долл./куст составят 200 млн. долл. (12,9 млрд. руб.).

Получаем итоговую прибыль от реализации дополнительно добытого газа: 24,3 млрд.долл. - 2,912 млрд. долл. - 0,2 млрд. долл. = 21,19 млрд. долл. = 1363,4 млрд. руб.

Подбор технологии МКУ возможно производить с помощью моделей вычислительного комплекса Немезида-Гидрасим по данным давления, расхода и других параметров (рисунок 3).

Рисунок 3. Программное обеспечение Немезида-Гидрасим

В данной статье мы постарались подобрать технологию для проведения работ по изоляции притока подошвенных вод для уравновешивания состояния призабойных зон скважин на кустах перед установкой модульных компрессорных агрегатов. Высокое качество выполняемых при этом работ подтверждается промысловыми и геофизическими данными, свидетельствующими о полной изоляции водопроявляющего пласта в результате проведения способа при сохранении ФЕС газоносного пласта. Работы осуществляются в короткие сроки без выполнения спускоподъемных операций, что характеризует их экономичность. Зарегистрированный патент соответствует условию

«новизны», «изобретательского уровня» и «промышленной применимости». Теоретические обоснования и опыт внедрения технологии МКУ говорят о возможности использования на месторождениях Крайнего Севера при добыче низконапорного газа. Применение МКУ имеет ряд преимуществ: удобство в техническом обслуживании; легкость в транспортировке; неприхотливость в отношении климатических условий работы; вариативность в выборе агрегатов с необходимыми производительными характеристиками и элементами компоновок, исходя из условий работы. При использовании данной технологии решаются следующие проблемы: повышение дебита скважин за счет увеличения депрессии, вынос воды из призабойной зоны скважины за счет поддержания необходимой скорости газа, первичная сепарация позволяет продлить межремонтный период всего комплекса промыслового оборудования. Дополнительная добыча от применения совместной технологии по изоляции притока подошвенных вод и установки МКУ на кустах газовых скважин месторождения G составит 145,6 м3 газа, экономическая эффективность характеризуется прибылью 1363,4 млрд. руб.