ОПТИМІЗАЦІЯ УМОВ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ГАЗОВИХ І ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ СВЕРДЛОВИН НА ЗАВЕРШАЛЬНІЙ СТАДІЇ РОЗРОБКИ
DOI:
https://doi.org/10.31471/2304-7399-2022-17(64)-142-156Ключові слова:
цифрове моделювання, родовище, завершальна стадія, свердловина, експлуатація, накопичення рідини, критична швидкість, оптимізація НКТ.Анотація
Особливим періодом розробки родовищ нафти і газу є завершальна стадія, яка зазвичай супроводжується різного роду ускладненнями та значними капіталовкладеннями і потребує впровадження нових технологій та методів видобутку. Складність залишкових запасів вуглеводнів пов’язана з низькими пластовими тисками, накопиченням рідини на вибоях свердловин, утворенням піщаних пробок, обривами насосно-компресорних труб (НКТ), корозією наземного та підземного обладнання, тощо. У зв’язку з цим діючий фонд свердловин експлуатується періодично, що негативно впливає на показники видобування вуглеводнів. У даній статті проаналізовано основні методи інтенсифікації експлуатації газових і газоконденсатних свердловин, які використовуються в газовій промисловості для видалення рідини з вибою свердловин і дозволяють здійснювати видобуток вуглеводнів з мінімальними втратами. Використовуючи програмне забезпечення PipeSim компанії Schlumberger проведено вузловий аналіз для конкретної видобувної свердловини. За результатами проведених досліджень встановлено, що експлуатація свердловини нестабільна, з постійним накопиченням рідини на вибої. Для оптимізації умов експлуатації свердловини проведено дослідження ефективності поглиблення колони НКТ. За результатами проведених розрахунків з врахуванням доспуску НКТ до середини інтервалу перфорації встановлено, що рідина виноситься. Коефіцієнт винесення рідини зі свердловини LLVR<1, швидкість руху газу зростає з 1,030 м/с за базового варіанту до 6,896 м/с для варіанту з поглибленням НКТ. Коефіцієнт винесення рідини зі свердловини при цьому зменшується з 1,984 до 0,303, відповідно. Таким чином, збільшивши глибину спуску колони насосно-компресорних труб, забезпечується видалення всієї рідини з вибою та досягається стабільна експлуатація видобувної свердловини протягом тривалого періоду розробки родовища. Практична реалізація систем оптимізації розробки газових та газоконденсатних родовищ в широкому розумінні проблеми дозволить суттєво інтенсифікувати процес видобутку газу та конденсату та вийти на світовий рівень вирішення поставленої проблеми.
Посилання
Matkivskyi S., Kondrat O. 2021. Studying the influence of the carbon dioxide injection period duration on the gas recovery factor during the gas condensate fields development under water drive. Mining of Mineral Deposits. Volume 15. Issue 2. Pp. 95-101. https://doi.org/10.33271/mining15.02.095
Matkivskyi S., Kondrat O. 2021. The influence of nitrogen injection duration at the initial gas-water contact on the gas recovery factor. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. №1(6(109), Pp. 77–84. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2021.224244
Kondrat O., Matkivskyi S. 2020. Research of the influence of the pattern arrangement of injection wells on the gas recovery factor when injecting carbon dioxide into reservoir. Technology and system of power supply. №5/1 (55). Рр.12-17. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.215074
Matkivskyi S., Burachok O. (2022). Impact of Reservoir Heterogeneity on the Control of Water Encroachment into Gas-Condensate Reservoirs during CO2 Injection. Management Systems in Production Engineering. Vol. 30. Issue 1. Pp 62-68. https://doi.org/10.2478/mspe-2022-0008
Matkivskyi S. (2022). Increasing hydrocarbon recovery of Hadiach field by means of CO2 injection as a part of the decarbonization process of the energy sector in Ukraine. Mining of Mineral Deposits. Volume 16. Issue 1. Pp 114-120. https://doi.org/10.33271/mining16.01.114
Матківський С.В. (2020). Узагальнення основних досліджень з підвищення вуглеводневилучення газоконденсатних родовищ при водонапірному режимі. Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. №.3(76). C. 7-22. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-3(76)-7-22
Matkivskyi S. 2021. Effects of the rate of natural gas production on the recovery factor during carbon dioxide injection at the initial gaswater contact. Technology and system of power supply. №1/3 (57). Рр. 6-11. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2021.225603
Matkivskyi S., Kondrat O., Burachok O. 2020. Investigation of the influence of the carbon dioxide (CO2) injection rate on the activity of the water pressure system during gas condensate fields development. Global Trends, Challenges and Horizons. November. Dnipro. Ukraine. P. 1-10. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001011
Matkivskyi S., Khaidarova L. Increasing the Productivity of Gas Wells in Conditions of High Water Factors Paper presented at the SPE Eastern Europe Subsurface Conference, November 23–24, 2021. Pp. 1 – 16.
Burachok O., Kondrat O., Matkivskyi S. (2020). Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development. Global Trends, Challenges and Horizons. Dnipro. Ukraine. P. 1-11. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001010
Матківський С.В. (2020). Дослідження впливу тривалості сайклінг-процесу на коефіцієнт конденсатовилучення виснажених газоконденсатних родовищ. Мінеральні ресурси України. 2022. №.1. С.29-33. https://doi.org/10.31996/mru.2022.1.29-33
Ли. Дж., Г. Никенс, М. Уэллс. 2008. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин: пер. с англ. М.: ООО «Премиум Инжиниринг». 384 с.
Довiдник з нaфтогaзової спpaви / Зa зaг. pед. доктоpiв технiчних нaук В.С. Бойкa, P.М. Кондpaтa, P.С. Яpемiйчукa. - К.: Львiв, 1996. С.620.
S.V. Matkivskyi, L.I. Khaidarova. Investigation of the influence of the operation parameters of electric center pumps on the productivity of watered gas wells. Mineral resources of Ukraine. 2021. №4. Pp. 30–35.
Заикин К.М. 2012. Технология эксплуатации обводненных газоконденсатных скважин Оренбургского НГКМ и рекомендации по устранению последствий обводнения. Газовая промышленность. №4. С. 35-39.
Дж.Ф.Ли и др. Жидкостная загрузка газовых скважин, технический журнал РОГТЕХ, 46-й выпуск.
SPE-77649. Pigott M.J. et al. Wellbore heating to prevent liquid loading, 2002.
SPE-171768-PA. Nodal Analysis for Unconventional Reservoirs—Principles and Application. Wentao Zhou, Raj Banerjee, Eduardo Proano. SPE J. 21 (01): 245–255. 18 February 2016. https://doi.org/10.2118/171768-PA
SPE-174521-MS. Nodal Analysis for SAGD Production Wells with Gas Lift. Grant J. Duncan, Scott A. Young, Phillip E. Moseley. SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, June 9–11, 2015. https://doi.org/10.2118/174521-MS
SPE-130632. Poppengagen K.L. Deliquification of South Texas gas wells using corrosion resistant coiled tubing: a six years case history, 2010.
SPE-24791-MS. Dynamic Production System Nodal Analysis Stoisits, R.F., ARCO Alaska Inc. Conference Paper. 1992
SPE-52170-MS. Gas Well Production Optimization Using Dynamic Nodal Analysis Bitsindou, A.B., The University of Tulsa Kelkar, M.G., SPE Mid-Continent Operations Symposium, March 28–31, 1999. https://doi.org/10.2118/52170-MS
SPE-178282-MS. Determination of Pressure Drop in a Natural Folwing Gas Well using Nodal Analysis. J. A. Dala, O. O. Agbaka, O. A. Olafuyi, E. S. Adewole. SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition, August 4–6, 2015. https://doi.org/10.2118/178282-MS
