Коллеги, Добрый День!
Интересует вопрос эксплуатации газовых/газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки.
Низкие пластовые/устьевые параметры, высокая обводненность, конденсат на забое, маленькие скорости на воронке НКТ - вот те проблемы с которыми сталкиваемся по мере разработки месторождения.
Как известно, стандартно, все операции ГТМ связаны с глушением скважины, а это недопустимо.
Вопрос, знаете ли Вы современные методы по поддержанию добычи газовых/газоконденсатных скважин без глушения?
К примеру, есть информация, что Газпром Добыча Уренгой тестирует некий комплекс по спуску концентрической трубы в лифт НКТ с подачей азота (вся установка находится на устье), тем самым поддерживает добычу скважины с низкими Рпл и Руст.
Буду благодарен за любую информацию,
1.Система была установлена на скважине на постоянной основе. ПАВ подавался по трубке на глубину БНКТ+1м каждый день с помощью автономного дозатора установленного рядом со скважиной порциями по 0,15 л один раз в 20 мин, итого 10 л/сутки. Далее объем подаваемых ПАВ мы планируем уменьшить до 5 л/сутки, но по более сложной временной схеме и с привязкой к устьевому давлению, то есть с обратной связъю от работающей скважины.
2. Скважина работает с притоком пластовой воды, поэтому ПАВ подается все время и соответственно эффект наблюдается пока подаешь ПАВ. При прекращении дозировки в течении одного-трех дней происходит снижение дебита до 24 000 м3/сут с последующим плавным его снижением.
3. Так как одномоментные порции ПАВ маленькие то пена расподается практически сразу в шлейфе не мешая подготовке газа. За 2,5 месяца на УКПГ она не была земечена ни разу, соответственно работать она не мешает никак. На установке ПОРТО-ТЕСТ (то есть на устье), пену наблюдают периодически и кратковременно. Фактически четко ее видели только один раз когда произошел сбой системы и вместо 10 л/сут мы закачали 60 л/сут. Любопытный факт еще и в том, что при подаче 60 л/сут мы скважину приглушили. Дебит ее в тот день составил 8 000 м3 вместо планируемых 50 000 м3/сут. Поэтому дозировка имеет очень важное значение.
4. Пока скважину так и планируют эксплуатировать с установленной системой и соответственно постоянной подачей пенообразователя.
ок, спасибо за инфу. ну про экономику наверно неприлично тут спрашивать.
Экономика хорошая. Вполне можно пообсуждать без деталей.
Выше обсуждалась технология КЛК и ее стоимость (от 30 до 70 млн руб), отмечу что в сучае с капиллярной системой она меньше на порядок.
Мы комплектовали систему дорогим дозатором с солнечными батареями (в Оренбурге электрофицированные скважины редкость) и телеметрией через inet. В стоимость входили услуги по установке системы (спуск трубки в НКТ), 1 м3 ПАВ (это почти на полгода), и обслуживание 1 год. Все вместе составило около 3 млн руб с НДС.
Установка производиться в течении 8 часов без глушения скважины.
Срок окупаемости будет небольшой. Максимум 6 мес.
ПАВы, на мой взгляд, можно широко использовать по сеноману. Условия очень хорошие:
- глубина маленькая
- приток по воде относительно небольшой
- при отсутствии пакера можно дозировать в затруб ( капиллярного трубопровода не надо), стоимость соответственно будет еще меньше.
По скважинам с большим содержанием жидких углеводородов (газоконденсатные и нефтяные) есть вопросы, эффективность ПАВов там низкая.
Вот тут можно осветить параметр на сколько в скважине изменилось пластовое от первоначального (с начала эксплуатации) в настящий момент какое (хотелось бы понять при каком минимальном плаством от первоначального в процентном отношении будет выносится вода с помощью ПАВ или это значения не имеет) ? И как влияет выносимая вода на гидратообразование и эксплуатацию в условиях низких температур, термокабель нужен?
1.Пластовое никак не изменилось и измениться не может потому как пена на него не влияет. Давление на устье выросло на 4 атм в максимуме с 18 до 22. Коллектор карбонатный, скважина работает волнами, дебит с 0,3 до 4 тыс м3/час набирает за 15 минут, потом работает 6-12 часов, потом на 2-3 часа опять встает). Когда 0,3 тыс. м3/час то давление в районе 17 атм, когда 4 тыс м3/час давление 21 атм, когда 6 тыс м3/час давление 22,3 атм. До подачи ПАВ скважина дебита больше 2,5 час (и то кратковременно, втечении 30 мин) не давала, соответственно и давление выше 17,5-18 не поднималось.
2. На вынос воды влияет не давление, а скорость потока. Без пены критическая скорость выноса 3-5 м/с, зависит от скважины. При подаче пены это скорость 0,5-1 м/с. Поэтому скважина может работать без накопления с меньшими дебитами....
3. По гидратам вопрос хороший.... По идее как я уже писал выше повлиять не должно, потому как дозировки минимальные и пена распадается мгновенно. Пока не видим гидратов, зима покажет, но думаю на этой скважине не грозит даже зимой.... На других возможно и будет влиять. В любом случае зимой будем разбавлять ПАВ метанолом, чтобы повысить его морозоустойчивость и снизить вязкость. От гидратов тоже слегка поможет....
Добавлю. Давление на голове выросло, соответственно и забойное давление и депрессия выросли на 4 атм. Это произошло за счет того, что убрали противодавление от столба жидкости на пласт.
Вы несколько не поняли вопрос, мы же говорим о газовых скважинах которые находятся в длительной эксплуатации, например в Казахстане много скважин стоит по причине падения пластвого давления и не возможности выноса воды они просто задавливаются водой. Дак вот при каком максимальном пластовом давлении от начального, будет работать Ваша технология. Например при падении пластвого давления от начального на 50% или 10%. На сколько я знаю по опыту работы с пенными технологиями минимальный удельный вес пены это 0,45 или Ваша технология позволяет его ещё более снизить...то есть она превращает воду (пластовую или жидкость закачки) удельным весом от 1,01 до 1,18 в пену удельным весом 0,45.
Вопрос я думаю, что понял правильно.
Дело в том, что для нормальной работы скважины должно выполняться условия выноса жидкости на поверхность. Для этого скорость потока (без пены) должна быть выше критической 3...5 м/с, и соответственный дебит. Если скорости нет, а вода приходит, то в стволе неминуемо начнется ее скопление при любом пластовом давлении, как итог произойдет снижение дебита или полное глушение (При больших величинах пластового давления будет большая высота столба жидкости и пласт все равно заглохнет). Я видел скважины, которые глохли при 80% пластового и наоборот, которые нормально работали при 20%. Главное чтобы скорость была.
Подавая пену, мы создаем условия для выноса жидкости (снижая критичесскую скорость до 0,5 м/с), как следствие убираем столб жидкости и уменьшаем забойное давления помогая работать пласту. Скважина может нормально работать при меньших дебитах.
Такой критерий как плотность я бы вообще в данном случае не применял, т.к. там по сути пена фрагментарная (воздушные пузыри) и ее скопления в стволе нет. Более того, если переборщить с концентрацией, то пенная эмульсия получается вязкой (при этом плотность ее не велика), она не отрывается и газ не пропускает, скважина глохнет (так случилось в момент когда подали 60 л вместо 10 л).
А скорость потока от чего зависит (без механического побуждения)? Если брать в расчёт только физику пласта и убрать диаметры лифта и др.факторы. Я понимаю процесс если в скважину поступает например 2 куба воды, и она полностью выносятся то скважина работает, если 10 кубов и не выносится (накапливается) то скважина не работает, вода содержаться в продукции скважины (газе), так вот дебит этой продукции зависит от коллекторских свойств и давления пласта. Хорошо поставим вопрос по другому при каком дебите газа минимальном и проценте воды максимальном будет работать Ваша технология?
Например ООО «Газпром добыча Кузнецк» для добычи метана угольных пластов использует такую технологию спускают до забоя винтовой насос и отбирают воду с забоя, а газ добывают по затрубному пространству. Тут давление пласта как бы мало влияет лишь бы оно позволяло проникать газу (метану) в свободные отверстия перфорации, регулировка попутной воды идёт насосом (насос не позволяет воде перекрывать дыры перфорации или держит уровень воды на том уровне на котором газ свободно выделяется вместе с водой) газ растворённый в воде удаляется методами сепарации. У Вас же она несколько другая, у Вас вода должна выносится вместе с продукцией скважины и т.д.
На вынос воды скорость не влияет как таковая, т.е. нельзя сказать, что при скорости более 5 м/с всегда будет все выносится. Как раз таки соотношение плотностей определяет минимальную скорость для выноса. Этим занимались разные исследователи от Тернера до Точигина, много методик, но суть одна: соотношения плотностей и критерий подобия (модифицированный Фруда). Так что странно говорить, что плотность тут не причем
Есть смысл обсуждать перспетивность внедрения Вашей технологии на ачимовской газоконденсатной залежи с глубиной залегания 2750 (+/-)? В случае, если возможно, смогу заполнить опросный лист (ну или либо предоставить все необходимые данные по фонду скважин)
Даниил вы правы и неправы одновременно. Эффективность выноса зависит именно от скорости потока, она должна быть выше критической скорости. Другое дело, что критическая скорость для каждой конкретной скважины своя и может быть как больше 5 м/с так и меньше. Она зависит от:
-изобарических условий (давление и температура по стволу)
-профиля скважины
-свойств жидкости и газа
и т.д.
Посчитать критичесскую скорость для конкретной скважины теоретически и учесть все факторы достаточно сложно, да и не нужно. Как правило принимают, что скорость должна быть выше 5 м/с. Для наклонных скважин добавляют коэффициент. Считается, что этого достаточно.
А под словом плотность я подразумевал не плотность газа а плотность пенной эмульсии. В контексте разговора там смысл был несколько другой.
Уважаемый Иван. Критерии следующие:
1. Дебит скважины должен быть таким, чтобы обеспечивалась скорость движения газа не менее 0,5 м/с. Иначе даже с пеной выноса жидкости не будет.
2. Водогазовый фактор не менее 10000 м3 (газа)/т (воды). То есть на 10000 м3 газа приходится 1 т воды.
А вообще все достаточно условно. Если есть конкретные предложения скидывайте я посчитаю.....
Уважаемый SpiderS.
Уточните пожалуйста по первому пункту скорость не менее 0,5 м/с или 5,0 м/с, тут просто по тексту мелькают эти цифры и как Вы её считаете.
По второму "не менее 10000 м3 (газа)/т (воды). То есть на 10000 м3 газа приходится 1 т воды", а не более?? или не ограниченно на 10000 м3 газа, может приходится 10000 т. воды.
1.Если скорость больше 5 м/с никакая пена не нужна, вода сама выносится скважиной. При подаче пены критическую скорость выноса можно снизить до 0,5 м/с. Меньше 0,5 м/с нет стабильно выноса даже с пеной.
2. ВГФ это отношение количество газа добываемого из скважины к количеству добываемой воды. То есть при ВГФ=10000 м3/т из скважины добывается 10000 м3 газа и 1 т воды. Если ВГФ будет меньше, например 8 000 м3/т ( на 8000 м3 газа добывается 1 т воды), то гарантированного выноса может и не получится.
На самом деле эти критерии приблизительны. Для нормальной оценки нужно с десяток факторов. Если есть конкретный интерес скину опросник.
Вот теперь понятно, то есть 10000 м3 газа, 2 тонны воды = 5000 м3/т, я простите хотел понять сколько воды....или 3000 м3 газа, 0,3 тонны воды = 10000 м3/т. А по скорости будем считать классическим методом. Извините что так дотошно если 1000 м3 газа, на 0,1 тонну воды, скорость 0м/с, скважина не работает. Возможно? Просто поясните у Вас я так понял методика подсчёта в электронном виде по определённым критериям Вы скажите возможно и на сколько повысить производительность скважины (или с 0 до определенного критерия) . Меня честно говоря интересовал сам подсчёт в плане например перевода, нефтяной скважины после ремонта (после глушения) на пену и таким образом снижения давления на забой и вследствии её освоения, такие опыты мне как то приходилось делать, но депрессия оказалась мала при переводе на пену, по сравнению с азотом....вот и пытаюсь как то это прикинуть.
Нет опросник пока не надо....спасибо....
Я так и понял. Вынос жидкости пеной и перевод на пену это немножко разные процессы.
В случае с освоением азот все равно придется подавать, но ПАВ в первый момент может помочь.
Проблема в том еще, что ПАВы при содержании нефти и конденсата больше 40% могут плохо пенится...... Надо специально ПАВ подбирать.
Это я в курсе по поводу специальных ПАВ.....а процессы действительно несколько разные даже по потоку газа в жидкости...
Нет азот не всегда подаёться, так сказать через дозатор на выходе пена, потом её распад и по кругу...в последствии когда начинается второй круг процессы практически схожи.....
а есть вообще расчетная часть какая то под ПАВ?
например программка, вносишь исходные данные по жидкости, дебиту, давлениям.
программа подбирает расход по параметрам скорости, плотностей, кривой гидратообразования.
рассчитывается эффект?
или так, на глазок все сначала, а потом опытным путем регулируется?
У меня своя прога в xls есть. Рассчитываю скорости газа по стволу, давление на забое. Этого для оценки процессов достаточно......
По поводу подбора концентрации ПАВ, то расчетная концентрация 0,1...0,25% от количества воды, но это оценочное потому как на моей практике у обводненной скважины никто четко режима (сколько воды, сколько газа) сказать не может........ Поэтому сначала в любом случае лошадиная доза пойдет, а потом снижаем понемногу, оптимизируем.....
Добрый день интересует технология применения жидких ПАВ с подачей на забой газовой скважины для эффективного выноса газового конденсата и воды. Скважины пакерная с АНПД. Колона НКТ 73.
Есть ли технология спуска гибкой трубки на забой диаметром от 8-20 мм в скважину без глушения с последующей фиксацией на ФА и обвязкой с насосом подачи ПАВ.?
Добрый день.
Отправляю Вам опросник в личку. Технически я думаю все возможно.
Добрый день!
Хотелось бы подвести некоторые итоги трехлетней работы. Собственно сама работа началась с этой ветки. Речь идет о внедрении технологии "Непрерывный гибкий лифт" или "Концентрические лифтовые колонны" на газоконденсатных скважинах. За прошедших три года были проведены работы на трех скважинах:
1) Северо-Уренгойское НГКМ. В эксплуатации находилась около 10 лет:
- устьевое давление около 40 атм,
-пластовое 100 атм,
- дебит на момент остановки 80 тыс м3/сут.
- НКТ 89/73 комбинированная.
- Максимальный угол 45 град
- Воды почти нет, задавливалась конденсатом.
- На момент проведения работ скважина находилась в бездействии более года.
Спущена без глушения комбинированная колонна ГНКТ с диаметром 60 мм ( длина 2900 м) и 50 мм (длина 500 м) , общая длина 3400 м.
Результат: Стабильная работа скважины.
2) Северо-Уренгойское НГКМ. В эксплуатации 5 лет.
- устьевое давление 80 атм.
- пластовое давление 150 атм.
- дебит на момент остановки около 110 м3/сут.
- НКТ 114
- Скважина горизонтальная, макс угол 92 град
- Воды относительно немного (до 5 м3/сут), задавливание конденсатом.
- На момент проведения работ скважина продувалась один раз в сутки в течении 1-2 часов.
Спущена без глушения колонна ГНКТ с диаметром 67 мм.
Результат: Стабильная работа скважины.
3) Месторождение Амангельды (Казахстан). На момент проведения работ эксплуатировалась 10 лет.
-устьевое давление 60 атм
-пластовое давление 100 атм.
-дебит на момент оставновки 30 тыс.м3/сут.
- НКТ 73.
-скважина вертикальная.
-задавливалась конденсатом
- продувалась один раз / двое суток
Спущена без глушения ГНКТ 38 мм.
Результат: Стабильная работа скважины.
Как итог.
- Разработана и внедрена технология спуска гибких труб без глушения.
- Отработаны критерии для внедрения данной технологии не скважине-кандидате
- Все скважины стабильно работают.
По понятным причинам более подробную информации отправлю заинтересованным лицам в личку, обращайтесь.
Добрый день!
Хотелось бы подвести некоторые итоги трехлетней работы. Собственно сама работа началась с этой ветки. Речь идет о внедрении технологии "Непрерывный гибкий лифт" или "Концентрические лифтовые колонны" на газоконденсатных скважинах. За прошедших три года были проведены работы на трех скважинах:
1) Северо-Уренгойское НГКМ. В эксплуатации находилась около 10 лет:
- устьевое давление около 40 атм,
-пластовое 100 атм,
- дебит на момент остановки 80 тыс м3/сут.
- НКТ 89/73 комбинированная.
- Максимальный угол 45 град
- Воды почти нет, задавливалась конденсатом.
- На момент проведения работ скважина находилась в бездействии более года.
Спущена без глушения комбинированная колонна ГНКТ с диаметром 60 мм ( длина 2900 м) и 50 мм (длина 500 м) , общая длина 3400 м.
Результат: Стабильная работа скважины.
2) Северо-Уренгойское НГКМ. В эксплуатации 5 лет.
- устьевое давление 80 атм.
- пластовое давление 150 атм.
- дебит на момент остановки около 110 м3/сут.
- НКТ 114
- Скважина горизонтальная, макс угол 92 град
- Воды относительно немного (до 5 м3/сут), задавливание конденсатом.
- На момент проведения работ скважина продувалась один раз в сутки в течении 1-2 часов.
Спущена без глушения колонна ГНКТ с диаметром 67 мм, длина 3700 м.
Результат: Стабильная работа скважины.
3) Месторождение Амангельды (Казахстан). На момент проведения работ эксплуатировалась 10 лет.
-устьевое давление 60 атм
-пластовое давление 100 атм.
-дебит на момент оставновки 30 тыс.м3/сут.
- НКТ 73.
-скважина вертикальная.
-задавливалась конденсатом
- продувалась один раз / двое суток
Спущена без глушения ГНКТ 38 мм, длина 2220 м.
Результат: Стабильная работа скважины.
Как итог.
- Разработана и внедрена технология спуска гибких труб без глушения.
- Отработаны критерии для внедрения данной технологии не скважине-кандидате
- Все скважины стабильно работают.
По понятным причинам более подробную информации отправлю заинтересованным лицам в личку, обращайтесь.
В чем же новшество? Повторение западной технолгии velosity string. Применяли ее к Катаре для улучшения работы газлифта в низкопродуктивных скважинах на шельфе.
Разработана и внедрена технология спуска гибких труб без глушения. -> Их и так без глушения спускают...
1) Особо про новшества никто не говорит, в мире это использовалось давно. Просто это один из инструментов реконструкции скважин. Инструмент адаптированный под НАШИ условия. У нас на рынке ранее таких технологий не было.
2)Тем не менее мы спускали ГНКТ 60 и 67 мм. Насколько я знаю буржуи больше 50 мм не спускали.
Страницы