Применяемые в настоящее время мероприятия по поддержанию режима работы «самозадавливающихся» газовых скважин

К геолого-техническим мероприятиям по поддержанию режима работы «самозадавливающихся» газовых скважин относятся: проведение капитального ремонта скважин, включающего крепление призабойной зоны пласта и водоизоляционные работы; периодическая продувка скважин с выпуском газа в атмосферу; обработка забоя скважин твердыми и жидкими поверхностно-активными веществами (ПАВ); замена насосно-компрессорных труб (НКТ) на трубы меньшего диаметра; применение плунжерного лифта; использование концентрического лифта; циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство; применение модульных компрессорных установок.

Обработка эксплуатационных скважин составами ПАВ.

На месторождении Медвежье с целью интенсификации добычи газа применяются три вида технологий удаления жидкости из скважины с применением ПАВ: обработка забоев скважин твердыми ПАВ, обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) жидкими ПАВ и обработка ПЗП жидким ПАВ с последующей продавкой в пласт метанола.

При взаимодействии ПАВ с водой образуются стабильная пена, представляющая собой дисперсную систему, состоящую из ячеек-пузырьков газа. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют непрерывный пленочный каркас, являющиеся основой пены. Для удаления вспененной жидкости скважину просто запускают в работу, либо сначала отрабатывают на «факел» в течение 12 часов и после этого запускают в работу. В случае продавки в пласт метанола, скважину отрабатывают на «факел», удаляя вспененную жидкость, далее закачивают и продавливают в пласт 3-5 м3 метанола, после чего пускают скважину в работу. Средний эффект от обработки жидкими ПАВ составляет 105 дней, в отличие от твердых ПАВ, от которых эффект составляет в среднем всего 10 дней [5].

Эксплуатация скважин с использованием концентрического лифта.

Технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам - это процесс, в котором газ поступающий из пласта на забое разделяется на два потока, поднимающегося параллельно по каналам, образованным двумя колоннами труб - центральной лифтовой колонной (ЦЛК) и основной лифтовой колонной (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. Потоки газа после подъема к устью скважины соединяются и поступают в один газосброчный коллектор [2]. В условиях осложненных притоком жидкости в скважину и/или разрушением призабойной зоны продуктивного пласта отбор газа из скважины ограничивают постоянным или регулируемым штуцером, устанавливаемым на выкидной линии от скважины или/и противодавлением в газосборочном коллекторе. Во «ВНИИГАЗе» разработана технология автоматического управления эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам и первый устьевой газопневматический комплекс для управления режимом работы скважины. Технология позволяет автоматически поддерживать в ЦЛК значение дебита газа, превышающего на 10-20% минимальное значение дебита газа, необходимого для удаления жидкости с забоя по ЦЛК.

Применение данной технологии также возможно и в скважинах, характеризующихся интенсивным песко-проявлением, но в этих случаях требуются работы по креплению ПЗП во время капитального крепления скважин (КРС) по реконструкции скважины.

На двух скважинах Медвежьего месторождения проводились испытания технологии и оборудования для эксплуатации обводняющихся скважин по концентрическим лифтовым колоннам. В целом результаты испытаний по одной скважине признаны положительными, по другой скважине требуется проведение дополнительного анализа полученных данных. В качестве положительного момента необходимо отметить сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу. К недостаткам можно отнести большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами и снижение дебита скважины при частичном перекрытии межколонного пространства для обеспечения выноса жидкости по центральной лифтовой колонне.

Эксплуатация скважин с использованием плунжерного лифта.

Плунжерный лифт функционирует циклически в скважине, которая то работает, то останавливается. Во время остановки, когда плунжер находится внизу, в затрубном пространстве нарастает давление газа, при этом жидкость в скважине уже почти накопилась на заключительном этапе периода фонтанирования. Жидкость накапливается у башмака НКТ, и плунжер опускается сквозь ее столб на пружину амортизатора, где остается в течение всего периода нарастания давления. Давление газа в затрубном пространстве зависит от продолжительности остановки скважины, пластового давления и проницаемости пласта. Когда давление в затрубном пространстве в достаточной мере увеличится, откроется приводной клапан и скважина начнет работать в шлейф.

Преимуществом технологии является: сокращение количества продувок ствола скважин с выпуском газа в атмосферу; возможность применения в лифтовых колоннах Ду=168 мм без снижения дебита скважины; установка оборудования плунжерного лифта проводится без глушения скважины продолжительностью не более 30 минут; низкая стоимость оборудования. Недостатками технологии является большой объем работ по обслуживанию по сравнению с другими скважинами и невозможность применения в скважинах оборудованных фонтанной арматурой импортного производства.

Применение устьевых компрессорных установок.

Для регулирования технологического режима скважин независимо от давления на входе в дожимные компрессорные станции (ДКС), перспективным технологическим решением являются модульные компрессорные установки (МКУ), ввод которых позволит поднять входные давления на ДКС и продлить тем самым работу промыслов в целом. При этом появится возможность гибкого регулирования скважин, в результате чего будут запущены простаивающие скважины, увеличится добыча газа и улучшится дренирование запасов залежи. Скважины будут работать независимо от давления на входе в ДКС.

Данная технология позволит продолжить добычу низконапорного газа и достичь максимальной газоот-дачи залежи. МКУ обеспечат эксплуатацию скважин до устьевого давления 0,15 МПа.

Выводы:

Наиболее перспективными техническими решениями по эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки являются закачка ПАВ на забой, применение плунжерного и концентрического лифта, циклическая закачка сухого газа в затрубное пространство и применение модульных компрессорных установок, позволяющих регулировать технологический режим работы скважин независимо от давления на входе в ДКС.