Новое техническое решение для удаления жидкости из обводненных газовых и газоконденсатных скважин

Статья содержит информацию о возможных причинах обводнения добывающих скважин, анализ причин и скорости обводнения скважин на различных газовых и нефтегазоконденсатных месторождениях, таких как Уренгойское (Тюменская обл.) и Бованенковское (п-ов Ямал). В частности, отмечено, что помимо обводнения скважин, вызванного внедрением пластовой воды, уже на ранней стадии разработки Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения появилась проблема обводнения газовых скважин конденсационными и техногенными жидкостями. Анализ ранее опубликованных работ показал, что их авторы рекомендовали в целях повышения производительности скважин проводить удаление жидкости с применением колтюбинговой техники и подачи поверхностно-активных веществ на забой, при том что использование колтюбинговой техники является дорогостоящим и трудоемким мероприятием. В статье предложено новое, более эффективное техническое решение для удаления жидкости с забоя, включающее следующие этапы: спуск в скважину погружной насосной установки под статический уровень жидкости; запуск погружной насосной установки; откачку установкой жидкости; уменьшение забойного давления путем снижения динамического уровня жидкости; повышение давления откачиваемой жидкости на выходе погружной насосной установки; поступление газа на поверхность. Жидкость с повышенным давлением распыляют в газовой среде выше статического уровня жидкости и направляют в виде капель мелкодисперсного аэрозоля вместе с газом на поверхность, при этом поддерживая динамический уровень в скважине ниже отметки подошвы продуктивного пласта. В целях улучшения образования мелкодисперсного аэрозоля вплоть до состояния искусственного тумана в жидкость добавляют поверхностно-активные вещества. Погружную насосную установку приводят в действие с использованием возобновляемых источников энергии.

The article contains information on the possible causes of watering in production wells, analysis of the causes and rates of watering in wells in various gas and oil and gas condensate fields, such as the Urengoyskoye (Tyumen region) and Bovanenkovskoye (Yamal Peninsula). In particular, it was noted that, in addition to the watering of wells caused by the introduction of formation water, at an early stage of development of the Bovanenkovskoye oil and gas condensate field, the problem of watering gas wells with condensation and man-made liquids appeared. An analysis of previously published works showed that their authors recommended, in order to increase the productivity of wells, to remove fluid using coiled tubing technology and supplying surface-active substances (surfactants) to the bottomhole, while the use of coiled tubing technology is an expensive and time-consuming measure. The article proposes a new, more effective technical solution for removing liquid from the bottom, including the following stages: lowering a submersible pumping unit into the well under a static liquid level; starting up a submersible pumping unit; pumping out the liquid by submersible pumping unit; reducing the bottomhole pressure by lowering the dynamic fluid level; increasing the pressure of the pumped-out liquid at the outlet of the submersible pumping unit; gas supply to the surface. A liquid with an increased pressure is sprayed into a gas medium above the static level of the liquid and directed in the form of fine aerosol droplets together with gas to the surface, while maintaining the dynamic level in the well below the bottom of the productive formation. In order to improve the formation of a fine aerosol up to the state of artificial fog, surfactants are added to the liquid. The submersible pumping unit is powered by renewable energy sources.