Адаптация работы модели скважины к фактическим условиям эксплуатации. Оценка физического состояния смеси вдоль ствола скважины и результаты расчетной проработки её режимов работы

Аннотация: При разработке нефтяных оторочек Уренгойского НГКМ предприятием ООО «Газпром добыча Уренгой» одной из ключевых проблем является осложнение процесса добычи и транспорта добываемой продукции в связи с интенсивным парафинообразованием. Для более полного понимания процесса парафиноотложения в внутрискважинном оборудовании необходимо произвести моделирование динамики отложений в НКТ. При прогнозировании динамики отложений в трубопроводе или скважине так же необходимо учесть влияние температурного градиента.

Ключевые слова: Уренгойское НГКМ, асфальтосмолопарафиновые отложения, АСПО, динамика отложений, межочистной период.

Особенностью работы скважины, существенно осложняющей происходящие в ней процессы и, следовательно, моделирование, является наличие газлифтного газа в межтрубном пространстве. Этот газ, двигаясь в противотоке с восходящим по НКТ потоком газожидкостной смеси, вносит существенные изменения в температурный режим скважины. Таким образом, работа скважины характеризуется сложными температурными взаимодействиями, для воспроизведения которых требуются мощные средства моделирования.

Адаптация работы модели скважины к фактическим данным выполнена по данным измерений. Адаптация по температурам проведена на основании распределения температуры пород по глубине залегания обсадной колонны с учетом теплового взаимодействия с подаваемым газлифтным газом.

При моделировании был учтен внутренний диаметр НКТ, полученный по результатам исследования скважин. По данным шаблонирования сразу после проведения тепловой обработки был спущен шаблон диаметром 58 мм, в ходе чего получен его непроход. После этого был успешно спущен шаблон диаметром 55м. На основе полученных данных расчетным путём имитирован профиль внутреннего диаметра НКТ, результаты которого представлены на графике (Рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Профиль внутреннего диаметра НКТ сразу после проведения ТО и в момент остановки скважины

По результатам моделирования получено, что значение межочистного периода (МОП) составляет 18-20 дней. После этого происходит остановка скважины. При этом причиной остановки является не парафиновая пробка. По результатам расчета получено следующее:

1. Поскольку   расход газлифтного газа регулированию не подлежит, то его значение является функцией давления в затрубном пространстве и геометрии ствола скважины. Начальный расход газлифтного газа составил 38 тыс.м³/сут;

2. По мере роста слоя АСПО на стенках НКТ происходит сужение проходного сечения скважины. Это ведет к росту сопротивления газлифтного газа. В результате происходит снижение расхода газлифтного газа;

3. При снижении расхода ГГ ниже порогового значения происходит остановка скважины вследствие недостаточности поднимающей нефть силы. Нижнее пороговое значение составило 32 тыс.м³/сут;

4. Полученный МОП составил 19 дней, после чего скважина останавливается.

Таким образом, по результатам моделирования получено, что остановка скважины происходит не вследствие образования парафиновой пробки как таковой, а вследствие дефицита расхода ГГ, образующегося в результате роста гидравлического сопротивления в НКТ в период образования слоя АСПО. Иными словами, при наличии возможности сохранения расхода ГГ на начальном уровне является возможным увеличить МОП.

На графике (Рисунок 1.2) показана динамика дебита скважины и расхода ГГ в процессе работы после проведения ТО. Из графика видно, что в процессе работы в режиме АСПО происходит плавное снижение расхода ГГ и снижение дебита скважины. После 18-ого дня работы происходит резкое падение расхода ГГ, в результате чего скважина останавливается.

Из графика (рисунок 1.1) видно, что начало процесса АСПО начинается на глубине около 1100м и имеет наиболее высокую интенсивность на глубинах в диапазоне от 1000 до 600м.

Рисунок 1.2 Динамика дебита скважины и расхода ГГ в процессе работы после проведения ТО, полученная по результатам моделирования

Полученное по результатам моделирования значение МОП (18 дней) выше МОП, полученного по результатам исследований (10 дней). Однако значение МОП по факту получают на основании пропуска шаблона. Данный метод не является достоверным, поскольку непроход шаблона, вызван не реальным сужением внутреннего диаметра НКТ, а обусловлен налипанием рыхлых и вязких верхних слоев слоя АСПО на стенки шаблона в процессе контакта с ними. Это ведет к существенному увеличению внешнего диаметра шаблона в процессе его спуска, что, в конечном счете, является причиной заниженных значений МОП. В связи с этим мониторинг степени парафинизации скважины представляется целесообразным проводить на основании иных методов.

Разница в показаниях МОП составляет 12 дней. Что позволяет сделать предположение о возможности уменьшения количества тепловых обработок, что в свою очередь позволит экономически оптимизировать процесс борьбы с парафиноотложениями.