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,
Ничего удивительного в этом методе нет - обычный газлифт с азотом в качестве рабочего агента, в Оренбурге тестировали спуск насоса для извлечения жижи с забоя. Читай на эту тему Gas Well Deliquification Handbook. Там описаны методы извлечения жидкости с забоя, границы применимости и формулы для подбора.
Спасибо, но как это дело обстоит на практике.
Сколько стоит, нюансы, кто поставляет и монтирует и прочее. Кто еще делает в России это, кто может поделиться информацией.
Установка у Газпрома, насколько мне известно, стоит там все время, это не разовая операция - это целый комплекс для поддержания добычи.
Штанговые насосы. Наша контора так на Аляске делала, очень положительные результаты.
КЛК – кольцевая лифтовая колона (труба в трубе). Работает с комплексом автоматики, в определенные моменты времени работают обе трубы, в случае накопления жидкости на забое только труба меньшего диаметра или может осуществляться продувка скважины на ГФУ по трубе меньшего диаметра. На Ямбурге КЛК оборудованы не меньше двух скважин.
вы про концентрические лифты?
а как трубу в трубу спустили???
Если спускать с начала экспплуатации, то вероятнее всего будет нерентабельно. А глушить дающую скважину в условиях низких пластовых давлений - не вариант! Ее даже иногда останавливать то нельзя!
остается спускать в рабочем режиме
где-то встречалась статья про "Snubbing unit" - установка для принудительного спуска труб в скважину. В моем понимании это аналог эжектора при колтюбинге. Вроде все просто, но не понятно как эту трубу герметизируют в процессе спуска и подвешивают на фонтанке.
есть тут те, кто на практике с этми сталкивался? поделитесь мнением-информацией
Мммм тут либо я инженера не так понял либо он ошибся, очень похоже, что лифт концентрический, а не кольцевой. Постараюсь найти документацию и уже самому, а не с чужих слов выяснить точно, что да как работает.
Коллеги, труба, по моей информации, концентрическая. Есть пару бумаг по этой теме на данной скважине.
Но, не понятно, и неизвестно - кто (Исполнитель/Подрядчик) делает данные операции, сколько стоит, где еще в РФ такое применяется.
Спуск данной трубы должен быть, однозначно, без остановки скважины - иначе она не заработает после этого.
Что монтируется на устье, что необходимо для работы данного оборудования - электричество и пр.
Еще качают ПАВ на забой скважины. При контакте с водой, образуется пена, которая имеет гораздо меньшую плотность и легче выносится с забоя, вроде как хвататет даже низких скоростей.
кидали мы эти шарики... заморозили скважину)
Не не не, это не вариант.
Здесь нужно что-то кардинальное.
Пример, скважина со 114мм НКТ, на забое конденсат копится, так как скорость на воронке НКТ мала. Увеличить не получается, так как на устье ограничение по давлению, расжать не получается.
Вот и приходится каждые 2 дня на шайбу кидать и продувать.
А вот есть ли метод, который позволит без глушения каким-то образом сузить диаметр НКТ, тем самым увеличив скорость потока.
Вот что интересует. Реальные, работающие механизмы. А все остальное - это не надолго.
Читал, что насосы спускают и без глушения скважин откачивают по необходимости.
Получется, если насос откачивает по НКТ, то добыча газа идет по затрубу.
Но это все лирика, в жизни с этим не встречался никогда =) Возможно ли в наших реалиях такое или нет..
Привет, я являюсь разработчиком этой системы. Суть разработки заключается в установке длинномерной трубы в скважину без глушения. Дополнительно устанавливается блок управления-переключения потоков газа по гибкой трубе и межкольцевому пространству. Операция по установке проводилась в ноябре-декабре 2013 года, на режим скважина вышла сразу, дебит скважины уведичился с 47 000 до 64 000 м3/сут. Скважина работает хорошо.
В 2007-2008 г были оснащены КЛК (в качестве центральной колонны были установлены НКТ60) две скважины на Ямбурге, но там работы проводились с КРС и глушением. Поэтому вследствии загрязнения ПЗП, на режим выходили они тяжело (особенно одна). Мы же разработали технологию спуска без глушения.
Более подробную информацию могу скинуть на майл, презентация весит много.
Отлично, написал в л/с
я конечно дико извиняюсь но для газовой скважины разница в дебите 17 тыс.... этот как бы сказать можно отнести к погрешности измерения или расчета (смотря чем дебит мерили). нужно смотреть буферное давление и температуру, режим работы шлейфа как-то поменялся?
Я тоже сначала скептически отнесся, но потом узнал:
на устье 15 - 18 кгс/см2.
Так что, я думаю это хорошая прибавка :)
ну тогда все в систему сбора упирается. наши ДКСки на 18 нижняя планка
Для снятия ограничений системы сбора есть проекты установки небольшой компрессорной установки на куст или в точке объединения шлейфов от кустов.
Ряд уточнений.
1) Дебит 47000 м3/сут это максимум после продувки, после которой данная скважина начинала плавно вставать. Для поддержания скважины на режиме ее необходимо было продувать 1 раз в 3 дня. После установки системы дебит вырос с 47 до 64, затем после оптимизации режимов до 72 000 (посмотрел отчеты, цифры уточнил). То есть, фактически же можно сказать (с учетом продувок и снижения добычи), что дебит вырос более чем в 2 раза. Поэтому результат здесь получился однозначно положительным, и, на самом деле, его признали искренне все, начиная с геологов, заканчивая центральным офисом.
Таких проблемных скважин около 100, через пару лет будет еще больше..... Если перемножить дебиты то получиться уже не хилая циферка.
2) Данная технология (я имею ввиду "Концентрические лифтовые колонны - КЛК") практически идеальна для сеномана. Там спущены НКТ 168 (в основном) или 114, поэтому при спуске дополнительной колонны создаются оптимальные условия для регулировки потоков и выносу воды и песка, с минимальными затратами энергии газа на противодавление.
КРС проблему ремонта этих скважин решал (если решал) затратно и кратковременно. Поэтому внедрение данной технологии позволит отказаться от большей части КРС, принципиальные решения руководство уже приняло.
3) Самое интересное, что этот проект реально начался с общения на подобном портале. У меня были общие идеи и в ходе обсуждения на Oilforume, я нашел коллегу с ВНИИГАЗА, который помог "заточить" технологию и втолкнуть ее в Департамент добычи Газпрома. Поэтому я могу на собственном опыте сказать, что общение на подобных форумах реально помогает и решает вопросы....
4) По моему мнению в вопросе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии, мы отстали от Америкосов лет на 30-50. Тому есть и объективные и субъективные причины. Еще пять лет назад само наличие проблем в этой теме, большинство специалистов не признавало или считало далеким и несущественным. Поэтому, по моему мнению, технологий у нас сейчас практически нет, адекватных предложений от производителей на рынке нет. Заказчики о технологиях и возможностях не знают....
Для сравнения у Америкосов производится около 100 000 операций по оснащению скважин различными системами: подачи ПАВ, плунжерные лифты, КЛК.
В Газпроме за два года: 1 система КЛК, 5 плунжерных лифтов производства Везерфорда.....
а почему внедрение КЛК не получило продолжения если эффект был признан положительным?
Коллеги, после этой темы - внедрение КЛК станет повсеместным в ЯНАО. Это моя мечта :)
Но, нужно внимательно просчитать экономическую сторону вопроса - после чего делать выводы.
Так что, сейчас, мы находимся на стадии разработки какого-то решения для нас, не для Газпрома и сеномана.
Не затруднит ли Вас уточнить что именно и как ставится на куст. Есть ли примеры, или некий материал.
Буду признателен,
На работе материал гляну. Я могу ошибаться, вроде как несколько таких установок эксплуатируется у коллег из Нижневартовска, может, кто есть оттуда на форуме, и просветит нас в тонкостях эксплуатации.
По топику. Мы забыли отметить еще одно мероприятие, а именно запуск поршня в шлейф, для удаления жидкости.
у нас поршень заменяют продувкой шлейфа. затратное мероприятие конечно но менее геморройное
Аналогично. Делаем, как правило, раз в год во время полной остановки УКПГ.
И вот тогда......тогда старые скважины и умирают. Статистика такова, что после запуска УКПГ - минимум одна скважина уходит в ГТМ. Старые скважины слишком чувствительны к чему-то новому, и после запуска УКПГ (после плановой остановки) показывают нам свой характер.
А у меня возник такой вопрос: а как можно на пласт подействовать? в смысле, если добыча с газового пласта падает, какие меры предпринимаются? Закачивается вода или в саму скважину что-то делается?
никак. всякие вещи типа сайклинга редко где в мире встречаются, об их эффективности не слышал, не берусь судить.
ОПЗ еще проводят.
Если давление позволяет, то можно применить разжатие на входе в установку. Это позволит на некоторое время уйти от режимов самозадавливания скважин и водных блокад шлейфов. Опыт был, работает!
Также по шлейфам помогала "залповая" подача метанола, то ли гидраты в шлейфе были, то ли пачка метанола шла как поршень выталкивая скопившуюся жидкость....
Поршня у нас тоже применяли!
сначала пробовали на кондесатопроводе: говорят, в первый проход в устройство приема принесло верхонки и палки ))) привет трубоукладчикам )))
на газопроводах эффект тот же что и от продувок, но с меньшими потерями
Вопрос со снижением входных давлений в УКПГ - прорабатывался.
К сожалению, нет ДКС - поэтому нельзя ронять давление ниже определенного. Также, полностью зависим от трубы Газпрома, следовательно, должна быть и разница (в большую сторону) с ней. Все это ведет к тому, что снизить давление в шлейфе, дабы дать возможность работать слабым скважинам - не представляется возможным.
А если к этому добавить запуск в шлейф новых скважин и автоматический рост давления - то тут ситуация патовая.
Поэтому, приходится искать выход из этой ситуации другими способами.
про лупинги забывать тоже не стоит
У нас контекст совсем другой: в США это низкопроницаемые коллекторы, не удивлюсь что большая часть из вашей цифры это shale gas и тому подобные. Для низкопроницаемых коллекторах liquid loading убивает скважины быстрее чем на высокопроницаемых.
Нашел материалы Fall 2013 European Gas Well Deliquification Workshop (ссылки на несколько материалов курсов и презентаций).
http://kuznetsk-dobycha.gazprom.ru/about/
Вот тут "Газпром" все скважины эксплуатирует таким образом винтовой насос в НКТ 76 мм, откачивает воду и т.д. с забоя метан добывается по затрубу. Правда глубины конечно меньше чем у газовых скважин, но для сеномана вполне. Глушение практически не производят скважина сама задавливается водой.
Не согласен.
Если брать район Уренгой-Ноябрьск-Надым-Ямбург с их уникальной группой месторождений, то да, условия совсем другие. Но проблемы те же вылезают, вода везде из пласта идет. На сеномане еще и коллекторы неустойчивые, песок сыпет. Просто проблему предпочитали не замечать, добычи хватало. Ее и сейчас по большому счету хватает, поэтому идет вялотекущий процесс.
Если брать Краснодар, Томск, Оренбург то условия близки к америкосам. Осложненного фонда там много, сейчас на него начали обращать внимание, пытаются с ним работать. Однако технологий и предложений в России мало. Практически нет. Как в области КРС, так и в области мех.средств.
Проблема в том, что в Газпроме в общем и целом нет стратегии по работе с осложненным фондом, даже смутной. Это они и сами на конференциях признают. Те действия, которые предпринимаются они малочисленны, крайне хаотичны и не совсем подтверждены бюджетами. В итоге производители не видят смысла пытаться развивать эти темы, разработка которых достаточно затратна и трудоемка (учитывая всю бюрократию и регламенты). Замкнутый круг.
Про компрессоры.
https://yadi.sk/d/6zfwQUOUZ4SgJ
https://yadi.sk/d/Xw5KM6JeZ4T77
Про КЛК. Это не панацея, очень возможно, что затраты на внедрение КЛК на сеномане в районе Уренгой-Ноябрьск-Надым-Ямбург, в конце концов, превысят экономический эффект. Получил телеметрию по двум скважинам ЯНГКМ оборудованными КЛК, в свободное время постараюсь провести анализ их работы, если успею закончить до отпуска и не вплывет ничего секретного отпишусь на форме.
Спасибо большое за инфо!
Да, экономика - это на первом месте, поэтому прежде чем что-либо реализовать надо просчитать всю экономику.
на тему кустовых ДКС есть неплохие предложения у СИМЕНС
Есть вариант - мыло. Мыло кидаеся в скажину, на забое создает пену, уменьшает гидростатику и облегчает работу скважины. Отлично сочетается с высокой обводненностью. Применяется в Штатах
КЛК действительно не панацея. Как с точки зрения технологической, так и стоимостной.
1) Стоимость а ля Газпром пока получается действительно космическая. Если произойдет правильное осмысление и проработка вопроса, то в варианте на сеноман можно будет вбиться в цену 10-12 млн. руб. При такой стоимости они нормально будут окупаться. Если же пойдут по тому пути как сейчас, то все замрет.... толком и не начавшись.
Там сейчас один только комплекс управления около 30 млн. руб. стоит. Причем все стороны признают, что такой фунционал, который в него вбили это далекий перебор.
2) С точки зрения технологической тоже есть ограничения. На сеномане с его нынешними давлениями, КЛК эффективно будут работать на скважинах с относительно малыми объемами воды (от 1 до 10 м3), если газожидкостный фактор будет маленьким, система будет работать нестабильно.
Таким образом, для относительно высокодебитных скважин КЛК подходят хорошо.
Добрый день, есть интерес к КЛК, прошу скинуть информацию на адрес skopulatov@gmail.com или написать в ЛС
SpiderS не упомянул, что кроме стоимости комплекса управления не меньшие деньги нужно вложить в материалы (НКТ, обвязка скважины и т.п.), затраты на КРС, пусконаладочные работы. Я просмотрел телеметрию по скважинам с КЛК на ЯНГКМ и ознакомился с данными эксплуатации КЛК на Медвежьем месторождении. Мое личное мнение, ставить КЛК на сеномане нет смысла, она либо еще не нужна, либо уже не нужна, плюс высокий ценник, вероятно, больший толк от КЛК будет на менее проницаемых коллекторах какого ни будь газоконденсатного месторождения.
Устьевые компрессора никто не использует? На всосе до -0.2, при болшом количестве жидкости используем винтовые, более удобные поршневые с газовым двигателем. Минимальное обслуживание
Не затруднит ли Вас скинуть материал по Вашему опыту применения данной установки? Анализ,если есть.
Даже для условий первого спуска, с большими затратами на мобилизацию, изготовления оборудования, его испытания, сертификация в Газпроме и т.д. суммарная стоимость услуг и материалов, затраченных на переоборудование скважины (без учета комплекса), составила 12 млн руб.
Туда входит:
1) Доставка оборудования
2) Мобилизация людей и техники
3) Стоимость ГНКТ+ сопутствующие узлы
4) Доработка ФА
Если речь будет идти о 10-12 скважинах в год, то стоимость можно уменьшить на 40-50%.
Сейчас пытаются уменьшить стоимость управляющего комплекса (этим центральный Газпром с ВНИИГАЗОМ занимаются). В таком сложном виде как было, это явный перебор. Я считаю, что красная цена там не более 5 млн.
Таким образом, можно уложиться сумму в 10-12 млн. Ответ за Газпромом.
По поводу использование на газоконденсатных скважинах.
Это вопрос достаточно сложный и сейчас я им занимаюсь.Система КЛК в том виде как сейчас, там не пойдет. На большинстве газоконденсатных скважин стоят НКТ 60....89. Там попросту нет места для установки еще обной трубы. Поэтому сейчас прорабатываем следующие аспекты.
1) Возможность установки и замены НКТ без глушения. Это даст в случае необходимости изменять диаметр и глубины подвески НКТ без глушения скважины.
2) На поздней стадии, когда давление упадет, подъем будет производиться как НКТ так и затрубному пространству.
К сожалению обобщенного материала и анализа нет. Если в вкратце средняя скв -глубина перфорации 2100-2350, НКТ 2 7/8, Рпл-25-30кгс/см2. До установки компрессоров скважины регулярно останавливались из за конденсата. Высота столба конденсата перед остановкой 120-150 м. Давление на устье было 8-9 кгс/см2. Установили Arrow VRC и GasJack. Давление на всасе выбирали исходя из коэффициента сжатия, при давлении 4-5 кгс/см2 проблем с конденсатом не наблюдаем уже 9 месяцев. При достаточно низком конденсатном факторе ( у нас 35-50 г.м3) лучше показывают поршневые компрессора. Топливный газ для двигателя - 200-350 м3/сутки. Если нормально насторить требуется только проверка масла, на скважине установили за 3 часа.
Будьте добры поподробней раскажите про компрессора, если можно с документальными характеристиками.
Какие именно документальные характеристики? Основные характеристики устьевых компрессоров есть на сайтах производителей. Предварительный расчет подбора я делал на Ariel софте.
почитал вкратце других коллег, сразу скажу химия не годится, там есть условие, чтобы работала химия нужна еще скорость (докритическая), если скорость мала, то уже и пену скважина не выкинет,
мы работали комбигазлифтом, эффект был на лицо,
с помощью АИСки спускается в трубах кусок железа называемый комбигазлифтом, производится подъем на определенной скорости, и как свабом жидкость сбрасывается в коллектор.
скважина работает,
составляется регламент по всему фонду и гдисовцы трудятся.
Уважаемые коллеги! В период с 15 апреля по 28 июня нашей фирмой проводились совместные работы с "Газпромдобыча Оренбург" по эксплуатации обводненной скважины с удалением жидкости из газовой скважины с помощью пенообразователя. Особенностью является то, что пенообразователь подавался постоянно на забой скважины через капиллярную трубку.
Коротко о результатах.
Скважана работала с дебитом около 50 000 м3/сут в 2014 г до ноября. В начале 2015 г. ее дебит стал резко снижаться, по результатам ГИС было отмечено скопление жидкости на забое. Попытки эксплуатировать скважину в периодическом режиме эффекта не имели.
Конструкция скважины:
Глубина: 1850 м.
Диаметр э/к: 168 мм.
Диаметр НКТ: 127мм ( до 1400 м) x 114 мм (с 1400 м до 1750 м)
Пакер на глубине 1400 м
Скважина закончена открытым стволом в интервале 1420 м по 1850 м.
В эксплуатации с 1981 г.
Перед началом испытаний скважина была переведена на контрольный сепаратор где зафиксирован режим:
Дебит по газу: 16 000 м3/сут
Дебит по воде: 0,1 м3/сут
После спуска капиллярной системы и начала подачи пенообразователя был зафиксирован следующий режим (Замер производился установкой ПОРТО-ТЕСТ на устье скважины):
Средний дебит по газу: 44 000 м3/сут
Дебит по воде: 2,4 м3/сут.
Хотелось бы провести работы в других регионах. Заинтерисованных прошу писать в личку.
как эти составы повлияли на установку подготовки газа узнавали?
длительность эффекта? какова была дальнейшая стратегия эксплуатации скважины?
может она уже через день ПАВы вымыла и встала ?
Страницы