Коллеги, доброго времени суток!
В текущий момент занимаюсь формированием кейса по вовлечению в разработку остаточных запасов сеноманского газа на зрелых месторождениях НПТР. Одно из возможных решений - спуск УЭЦН в газовые скважины.
Спущенная НКТ (например, 114 мм) извлекается, в скважину спускаем УЭЦН на НКТ 60 или 73 мм. Откачка воды с забоя происходит по НКТ, добыча газа по затрубному пространству. По утилизации воды на кусте вопрос открытый, пока подразумевается закачка в крайнюю скважину на кустовой площадке. Для оценки сроков прорыва воды в добывающие скважины предусматриваю проведение трассерных исследований.
Положительный эффект ожидаю получить за счет освобождения интервала перфорации от воды при отжатии уровня ГВК, изменения относительной фазовой проницаемости для газа в освобожденной от воды зоне, а также увеличения площади течения газа при смене потока с НКТ на затруб. Кроме того, удаление жидкости с забоя позволит повысить коэффициент эксплуатации скважин, а исключение направления воды в систему газосбора сократит потери давления в ней, что позволит держать более низкое устьевое давление.
Есть положительные примеры применения такого подхода:
- в газовых провинциях Китая, в частности, месторождение Сычуань. Положительный эффект достигнут за счет обеспечения стабильного режима работы самозадавливающихся скважин.
- Северо-Уренгойское НГКМ (валанжин). Положительный эффект достигнут за счет обеспечения стабильного режима работы самозадавливающихся газоконденсатных скважин.
- на месторождениях в Сербии. Положительный эффект достигнут за счет обеспечения притока из скважин с низким пластовым давлением, которые не работали после окончания фонтанирования (низкое пластовое давление – 20-35 атм).
Вопросы:
1. Каким образом подойти к оценке технологического эффекта от спуска УЭЦН в газовую скважину, чтобы учесть влияние всех факторов:
- обеспечение стабильной работы скважин, находящихся в простое либо периодике;
- прирост дебита газа за счет отжатия уровня ГВК, изменения ОФП и эксплуатации по затрубу?
2. Какую связку ПО использовать? Симулятор ГДМ + OLGA + Pipesim / GAP?
Возможно, кто-то сталкивался с похожей задачей. Заранее благодарю за помощь.
1. На старых установках одномоментно может стоять половина и более фонда, зная простаивающий фонд можно посчитать сколько мы "недобираем" газа. Обычно скважины на такой установке не оборудованы телеметрией, посчитать простаивающий фонд можно, зная температуру на устье, она если равна окружающей среде скважины стоит и/или если не пакера зная давление в затрубе и на устье, нет разницы, то скважина стоит (есть нюансы).
Отжатие ГВК куда, в сторону начального контакта, а такое возможно? Начальное давление в среднем сеномане ~100 Ат, проблемы о которых вы говорите, оказывают существенно влияние начиная с ~30 Ат, что вы туда закачивать будете, и в каких объемах. Если это вода, то что происходит, отжатие ГВК водой?
Поделитесь физикой процесса изменения ОФП в случае внедрения УЭЦН?
Если эквивалентный диаметр при эксплуатации через затруб будет больше, чем изначальный диаметр НКТ, то возникнут следующие эффекты:
На эксплуатацию еще влияет накопление жидкости в трубопроводе от скважины до установки, наличие жидкости повышает перепад между выходом с куста и входом в установку, возможно стоит предусмотреть мероприятия по очистке трубопровода от накоплений, использование ПАВ или запуск поршня, при определенных условиях будут выгодны кустовые МКУ. Возможно вместо насоса проще и дешевле установить систему подачи ПАВ на забой.
2. OLGA может потребоваться только, чтобы прикинуть периодичность включения насоса и скорость накопление жидкости в шлейфе, правда это не будет иметь высокой точности и ценности. Для расчета рабочего режима после мероприятия достаточно результатов ГДИС и симулятора установившегося течения флюида в трубопроводных система, например PipeSIM. Прогноз разработки на длительный период, конечно, это интегрированное моделирование с настройкой на факт и результаты из PipeSIM, тут рекомендую tNavigator, быстро, дешево и практично, но это конечно дело вкуса.
Из моего опыта старые сеноманские скважины не любят глушения, после него часто ухудшаются продуктивные характеристики.
По пунктам:
1. Касательно отжатия уровня. Я говорю о снижении уровня жидкости на забое скважины за счет ее откачки УЭЦН по трубному пространству. Корректнее будет сказать не отжатие, а снижение уровня жидкости.
2. Физика процесса изменения ОФП при снижении водонасыщенности описывается графиком ниже. Да, наблюдается гистерезис, до исходных значений ОФП для газа не восстанавливается. Но тем не менее.
3. По работе системы газосбора. Базовый вариант - не направлять извлеченную воду в газосбор. Все, что вы предлагаете - ПАВ, МКУ и т.д., знаем, понимаем, но это и так реализуется. ПАВ-обработки скважин, распределенное компримирование.
Для меня основной вопрос - оценка прироста добычи газа это реализации подхода. Можно упрощенно подойти к задаче и предположить, что мы увеличим коэффициент эксплуатации скважин за счет спуска УЭЦН. При это в OLGA достаточно убедиться, что погружное оборудование действительно будет стабильно работать в конкретных скважинных условиях с тем количеством воды, которое поступает в скважину.
Инкрементальный эффект получить как разницу между базовым профилем и профилем с улучшенным Кэ. Но тогда не учитывается эффект от изменения ОФП за счет снижения водонасыщенности в ПЗП.
Снижение уровня жидкости в скважине — это не снижение уровня ГВК, заказчики вас не поймут, настоятельно рекомендую использовать точные не двусмысленные формулировки.
ИМХО не стоит это заказчику показывать как положительный эффект. Лучше напирать, что скважина будет работать не в барботажном режиме с "повышенным" дебитом, аналогичный эффект можно получить применяя ПАВ, но в случае УЭЦН у нас не будет проблем от ПАВ на переработке (пенится ДЭГ) и нет затрат на реагент.
Достаточно вывода двух профилей, учет эффекта от изменения ОФП при использовании насоса — это спорный момент и заказчик может быть не согласен с ним, вы сможете продемонстрировать эффект в результатах ГДИС?
Я бы на Вашем месте поговорил с энергетиками. Скорее всего сети не рассчитаны на УЭЦН, т.к. куст газовый. Узнайте какой им надо огород городить ради Вашей идеи.
Поддержу коллегу, он Вам в 2х постах про ПАВ написал. Скорее всего это выход из ситуации.
Насколько я понимаю, идет перебор вариантов по выносу воды и мех.примесей из интервала перфорации и рассматриваются технологии: обработка забоя ПАВами, периодическая очистка с ГНКТ, спуск КЛК (скоростного лифта), внутрискважинный газлифт, плунжер-лифт и спуск УЭЦН.
Для варианта с УЭЦН желательно рассмотреть следующие опции:
• Сравнение текущего МРП в скважинах с планируемым (после спуска УЭЦН). Для скважин с УЭЦН можно по максимуму брать МРП до 5 лет.
• Соответствие планируемого к спуску ГНО с текущим оборудованием и корпоративным стандартам: клапан-отсекатель на устье, наличие пакера на забое, диаметры ЭК и НКТ, телеметрия и прочее. Эта информация будет использована при подборе УЭЦН.
• Наличие зумпфа в скважине и, соответственно, глубина спуска УЭЦН (выше или ниже интервала перфорации). Если зумпф присутствует и планируется спуск УЭЦН ниже интервала, то есть следующие риски:
Перегрев ПЭД и преждевременный выход из строя УЭЦН,
Прихват НКТ и УЭЦН в процессе эксплуатации (вынос мех.примесей и возникновение песчаной пробки над ЭЦН), т.е. создание аварийной ситуации в скважине при последующей смене УЭЦН.
Положительные моменты при спуске УЭЦН:
• Минимальное влияние скважиной жидкости на коррозию или механические повреждения брони КРБК, т. к. кабель будет практически сухим по всей дине на протяжении всего срока эксплуатации.
• Упрощённый расчет и подбор УЭЦН «по воде» (газосепаратор и мультифазник не нужны). Возможен подбор фильтра при активном выносе мез.примесей.
• Программирование циклов работы УЭЦН по данным погружной телеметрии (ТМС).
• Сбор жидкости со скважины можно организовать в отдельную ёмкость на кусту с последующим вывозом вакуумником для утилизации. В любом случае это дешевле и проще, чем организовывать сброс в отдельную скважину.
• Уменьшение накопления жидкости в трубопроводе от скважины до УПГ.
• Снижение использования пеногасителей на УПГ.
Отрицательные моменты при спуске УЭЦН:
• Периодическая работа УЭЦН предполагает отсутствие выноса мех.примесей из НКТ/скважины, т.е. накопление на обратных клапанах над ЭЦН. Есть риски по нарушению герметичности клапанов и последующий слив жидкости на забой после отработки рабочего цикла.
• Отказ от проведения кислотных обработок ПЗП или использование слабокислотных составов.
Экономику можно считать после решения заданных выше вопросов и учета рисков. Прирост дебитов скорее всего не предвидится, будет увеличение добычи за счет стабилизации работы скважин, вывод из периодики или БД, увеличение срока эксплуатации скважины.
Все вопросы (подбор УЭЦН, запасы и газосборные сети) можно просчитать на текущих\используемых программах. Какое-либо спец ПО не требуется.
ПАВ - это то, что уже применяется. Мне необходимо сформировать ТЭО эксплуатации обводняющихся газовых скважин с использованием УЭЦН.
На самом деле, 5 лет - очень оптимистично. Коллеги на Новогоднем м-и спусками в газовые скважины УЭЦН, он там отработал порядка 1 месяца по причине выноса песка из пласта. Как только сеноманский пласт обводняется, он начинает разрушаться.
Вся спущенная компоновка будет извлекаться, УЭЦН будет спускаться на НКТ меньшего диаметра. Пакер не предусматривается, иначе как производить откачку воды по НКТ, а добычу газа по затрубу?
Вот это самое опасное. Думаю, что ННО для УЭЦН, спущенного в сеноманский пласт, будет очень небольшой из-за заклинок насоса. Также остается открытым вопрос, куда лучше спускать УЭЦН - выше, ниже или в интервал перфорации? Может, нужно будет вообще дострелять верхний интервал.
Зависит от притока воды в скважину. Если будет большой приток, то выгода автовывоза неочевидна, надо считать.
Это вообще не является недостатком. Какие обработки на газовом сеномане? Ничего не делается на них.
Надо понимать, для чего спускаем насос: откачать поступающую пластовую воду с зоны контакта или все же снизить уровень столба конденсационной жидкости, накопленной вследствие недостаточной скорости на башмаке НКТ. В первом случае получаем несколько проблем как отметили коллеги, главная из которых пересыпание/забивка мехпримесями из-за разрушения порового цемента при размачивании пластовой водой, и как следствие, выход насоса из строя. Еще одна проблема, чем больше пластовой воды мы добудем, тем больше ее будет прибывать при добыче газа выше точки окупаемости затрат, при этом увеличив конус и защемленные запасы. И еще, насколько я понимаю в предложенной автором схеме добывать газ по затрубу нельзя, только по лифту (или по малому затрубу: труба-в-трубе). Логичнее применять УЭЦН на скважинах со столбами конденсационной воды в периодическом режиме, минимум мехпримесей. Есть положительный опыт в РФ на карбонатных коллекторах (габарит 2а).
Посчитать эффект очень грубо можно следующим образом, сравнить два варианта эксплуатации "средней" сеноманской скважины без ЭЦН и с ЭЦН:
а) добыча без эцн - заложить в модель коэффициент эксплуатации при периодической остановке скважины и последующей продувке на ГФУ(скорость накопления столба и времени самозадавливания по Бюкачеку)
б) добыча с ЭЦН - тут понятно, теоретическая возможность работы скважины без остановок.
в) отдать экономистам, учитывая стоимость оборудования УЭЦН, возможно капиталка на ЛЭП и т.д.