В статье рассматриваются факторы определения источника поступления жидкости в эксплуатационные скважины месторождения Северный Бердах и описываются методы определения источников жидкости и рекомендации для повышения эффективности работы газодобывающих скважин путем удаления жидкости с забоя.
Ключевые слова: скважина, эффективность работы, удаление жидкости с забоя, водный и конденсатный фактор.
Месторождение Северный Бердах открыто в 2004 году, первооткрывательницей его явилась скважина № 2, в которой при испытании интервала 2644–2640 м в среднеюрских отложениях получен приток газа дебитом Q r ,10 =70,5 тыс. м 3 /с, введено в эксплуатацию 27.12.2005 года. Месторождение многопластовое, характеризуется сложным геологическим строением, что обусловлено развитием в разрезе различных фациально-невыдержанных литологических типов пород–песчаников, алевролитов и глин. Коллекторами являются отдельные пласты в виде линз песчаников, которые неравномерно распространены по площади и по разрезу продуктивной толщи.
Месторождение многопластовое, характеризуется сложным геологическим строением, что обусловлено развитием в разрезе различных фациально-невыдержанных литологических типов пород–песчаников, алевролитов и глин. Коллекторами являются отдельные пласты в виде линз песчаников, которые неравномерно распространены по площади и по разрезу продуктивной толщи.
Таблица 1
Растворимость воды и углеводородного конденсата в природном газе месторождений Северного и Восточного Бердаха
|
Скважина № 38 Северный Бердах |
|||||
|
Диам. шайбы mm |
Давлн. на головке kgс/cm 2 |
Расход газа 10.m 3 /d |
Пластовое давление kgс/cm 2 |
Депрессия на пласт kgс/cm 2 |
Скорость газа на забое m/s |
|
12,0 |
62,44 |
74,10 |
92,07 |
15,35 |
3,65 |
|
10,0 |
65,30 |
65,50 |
12,45 |
3,09 |
|
|
8,0 |
69,23 |
51,37 |
8,45 |
2,29 |
|
|
Условия сепарации |
Выход жидкости |
Сод.С5+в в газосепар g/m 3 |
Сод.С5+в в добыв.газ g/m 3 |
||
|
Р kgс/cm 2 |
Т 0 С |
q в cm 3 /m 3 |
|||
|
58 |
27 |
16,41 |
27,80 |
16,41 |
23,85 |
|
57 |
25 |
17,06 |
20,70 |
17,06 |
25,52 |
|
56 |
23 |
18,08 |
13,70 |
18,08 |
27,53 |
|
Скважина № 29 Восточный Бердах |
|||||
|
Диам. шайбы mm |
Давлн. на раб.режиме kgс/cm 2 |
Расход газа 10.m 3 /d |
Пластовое давление kgс/cm 2 |
Депрессия на пласт kgс/cm 2 |
Скорость газа на забое m/s |
|
12,00 |
29,31 |
56,06 |
146,24 |
108,59 |
5,43 |
|
10,00 |
39,47 |
53,35 |
97,67 |
3,95 |
|
|
8,00 |
54,39 |
48,28 |
80,81 |
2,60 |
|
|
Условия сепарац. |
Выход жидкости |
Сод.С5+в в газосепар g/m |
Сод.С5+в в добыв.газ g/m 3 |
||
|
Р kgс/cm 2 |
Т 0 С |
q к g/m 3 |
q в cm 3 /m 3 |
||
|
25 |
25 |
73,61 |
78,00 |
18,86 |
92,47 |
|
24 |
23 |
76,24 |
14,52 |
19,87 |
96,11 |
|
23 |
21 |
77,45 |
- |
20,47 |
97,92 |
Анализ исследования скважины № 38 показывает нижеследующее:
В таблице 1 приведены данные промысловых исследований по определению водного и конденсатного фактора по скважинам месторождении Восточного и Северного Бердаха. Из таблицы видно, как углеводородный конденсат выделяется из газа вследствие изменения давления в скважине.
Если даже скорость течения газа достаточна для удаления сконденсировавшейся влаги, в том месте ствола скважины, где она впервые появилась, могут возникнуть проблемы, связанные с коррозией. Конденсированную воду можно легко идентифицировать по тому признаку, что она имеет гораздо меньшее содержание солей по сравнению с пластовой водой или вообще их не содержит. Обычно мы предполагаем, что вода, находящаяся в паровой фазе до конденсации, является чистой.
При исследовании скважины с 12 мм штуцером давление на устья скважины составило 62,44 кгс/см 2 , пластовое давление 92,07 кгс/см 2 , депрессия на пласт 15,35 кгс/см 2 , скорость газа на забое 3,65 м/с, расход объема газа составило 74,101. м 3 /сутки. Выделение газового конденсата составило 7,44 г/м 3 . Объем воды составило 27,80 см 3 /м 3 . Содержание влаги после сепаратора составило 16,41г/м 3 . Содержание воды в добываемом газе составило 23,85 г/м 3.
При исследовании скважины с 10,0 мм штуцером давление на устья скважины составило 65,30 кгс/см 2 , пластовое давление 92,07 кгс/см 2 , депрессия на пласт 12,45 кгс/см 2 , скорость газа на забое 3,09 м/с, расход объема газа составило 65,50 м 3 /сутки. Выделение газового конденсата составило 8,46 г/м 3 . Объем воды составило 20,70 см 3 /м 3 . Содержание влаги после сепаратора составило 17,06 г/м 3 . Содержание воды в добываемом газе составило 25,52г/м 3 .
При исследовании скважины с 8 мм штуцером давление на устья скважины составило 69,23 кгс/см 2 , пластовое давление 92,07 кгс/см 2 , депрессия на пласт 8,45 кгс/см 2 , скорость газа на забое 2,29 м/с, расход объема газа составило 51,37 м 3 /сутки. Выделение газового конденсата составило 9,45 г/м 3 . Объем воды составило 13,70 см 3 /м 3 . Содержание влаги после сепаратора составило 18,08 г/м 3 . Содержание воды в добываемом газе составило 27,53 г/м 3 .
При исследовании скважины 38,29 в маленьких диаметрах штуцеров получили результат уменьшение поступления жидкости и увеличение газового конденсата, а также снижение депрессии на пласт. Расход добычи газа уменьшилось, но продолжительность эксплуатации скважины увеличилось.
Выводы:
- По мере падения пластового давления объемы конденсирующейся воды в лифтовой колонне увеличиваются. Поскольку при снижении пластового давления дебит газа уменьшается, мы сталкиваемся с ситуацией, когда уменьшение дебита газа сопровождается увеличением количества жидкости, в результате чего неизбежно происходит скопление жидкости.
В промысловых исследованиях по определению водного и конденсатного факторов скважин № 38 месторождений Северного Бердаха и скважины № 29 месторождений Восточного Бердаха тоже можно наблюдать похожую закономерность (таблица. 1)
- Фактические технологические показатели отличаются от проектных, причиной является обводнение продукции газодобывающих скважин пластовой водой. Продвижение воды в процессе разработки залежей ускоряется за счет высоких депрессий, на пласт. Обводнение продукции газодобывающих скважин пластовой водой является обычным явлением в промысловой практике для месторождений Устюртского региона с высокой водонасыщенностью коллекторов, где, как показывают первичные исследования при опробовании разведочных скважин, вода изначально присутствует в добываемом газе.
- На основании результатов проведенных ранее промысловых исследований работы газовых скважин выявлено, что следствием обводнения призабойной зоны пласта как пластовой, так и конденсационной водами являются размыв порового цемента, вынос пластового песка и образование отдельных каналов повышенной проводимости. При этом на забое происходит образование песчаных пробок, которые находятся на забое в псевдосжиженном состоянии. Постепенно накапливаясь, песчано-глинистая пробка перекрывает интервал, что существенно влияет на снижение дебита скважины.
- Предлагается эксплуатации месторождений согласно проектных показателей, а также при эксплуатации месторождении использовать наиболее маленьких диаметров штуцеров. Кроме того, использовать пласт невысокими депрессиями.
Литература:
- Ли Дж., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. Учебник. М.: ООО «Премиум инжиниринг». 2008, 384 с.
- Бейли Б., Краптри М., Тайри Дж., и др. Диагностика и ограничения водопритоков. США: «Ойлфилдревью».2010, 24 с.
- ГригулецкийВ. Обводнение месторождений — коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли. «Международная выставка Нефть и газ»М.:РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2007, 32–36 стр.
- ПраховаМ.Ю., КрасновА.Н., ХорошавинаЕ. А. Способ диагностирования обводненности газовых скважин. Журнал «SOCAR Proceedings» Уфа: «Oil Gas Scientific Research Project» Institute. 2016, № 3, 19–26 стр.
- Епрынцев А. С. «Разработка технико-технологических решений по эксплуатации скважин газовых месторождений на стадии падающей добычи». Автореферат. Тюмень: Издательства «Вектор Бук». 2012, 24 с.
