Оптимізація експлуатації газоконденсатних свердловин на завершальній стадії розробки родовищ

Abstract

Висвітлено проблеми, що виникають при експлуатації свердловин на виснажених газоконденсатних родовищах, в яких відбувається накопичення вуглеводневого конденсату та пластової води на вибої і в стовбурі свердловин. Рідина накопичується у свердловинах через зниження швидкості газу на вході в ліфтові труби та зменшення існуючого дебіту газу до меншого від мінімально необхідного для винесення рідини із вибою на поверхню. Наведено розрахунки мінімальної швидкості газу для винесення рідини із вибою на поверхню, швидкості газу на вході в ліфтові труби, модифікованого параметра Фруда для газового потоку, швидкості газу на усті, мінімально необхідного дебіту газу і внутрішнього діаметру ліфтових труб. За результатами розрахунків запропоновано замінити існуючі ліфтові труби на труби меншого діаметра і опустити на оптимальну глибину. Окрім цього, розраховано об'єм рідини на вибої, яка підлягає видаленню. Для видалення цієї рідини зі свердловини запропоновано використати ПАР. На основі проведення лабораторних досліджень складу рідини зі свердловин і експериментальних досліджень надані рекомендації щодо використання ПАР, що дозволить забезпечити стабільну експлуатацію свердловин і збільшити об'єми видобутку вуглеводневої сировини.

Освещены проблемы, возникающие при эксплуатации скважин на истощенных газоконденсатных месторождениях, где происходит накопление углеводородного конденсата и пластовой воды на забое и в стволе скважин. Жидкость накапливается в скважинах из-за снижения скорости газа на входе в лифтовые трубы и уменьшения существующего дебита газа к меньшему минимально необходимому для выноса жидкости из забоя на поверхность. Приведены расчеты минимальной скорости газа для выноса жидкости с забоя на поверхность, скорости газа на входе в лифтовые трубы, модифицированного параметра Фруда для газового потока, скорости газа на устье, минимально необходимого дебита газа и внутреннего диаметра лифтовых труб. По результатам расчетов предлагается заменить существующие лифтовые трубы на трубы меньшего диаметра и спустить их на оптимальную глубину. Кроме этого, рассчитан объем подлежащей удалению жидкости на забое. Для удаления этой жидкости из скважины предлагается использовать ПАВ. На основе проведения лабораторных исследований состава жидкости из скважин и экспериментальных исследований даны рекомендации по использованию ПАВ, что позволит обеспечить стабильную эксплуатацию скважин и увеличить объемы добычи углеводородного сырья.

The article deals with the problems arising in the process of well operation in the depleted gas condensate fields with the accumulated hydrocarbon condensate and formation water at the bottomhole and at the wellbore. The fluid accumulation in wells is caused by the reduction of gas velocity at the inlet of tubing and the decrease in the minimum gas rate required for extracting liquids from the bottomhole to the surface. The authors have provided the calculations of the minimum gas velocity for liquid extraction from the bottomhole to the surface, gas velocity at the inlet of tubing, modified Froude number for gas flow, gas velocity at the wellhead, minimum required gas rate and internal diameter of tubing. On the basis of calculation results it has been proposed to replace the existing tubing into tubing with smaller diameter and to lower the pipes to the optimum depth. The volume of bottom hole liquid to be extracted has been calculated. It has been proposed to use surfactants to extract liquid from the well. The performed laboratory testing of liquid content from the wells and the conducted experiments have been the basis for developing the recommendations on the use of surfactants that will promote the stable well operation and increase the production of hydrocarbons.