Optimization of Gas Wells Operation at the Yamburg Gas Field

Abstract

В настоящее время многие крупные месторождения севера Западно-Сибирской равнины находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется низкими пластовыми давлениями, высокой обводненностью, риском разрушения коллекторов. На этой стадии разработки эксплуатация скважин газовых месторождений осложняется скоплением на их забоях конденсационной и пластовой вод, приводящим к размытию порового цемента и последующему образованию песчаных пробок. При скоплении большого объема воды на забое скважина выходит из стабильного режима работы, уменьшается ее дебит и в дальнейшем может произойти ее «самозадавливание». Для предотвращения выхода скважины из строя необходимы принятие и реализация технологических решений, направленных на увеличение скорости подъема продукции скважин для выноса частиц жидкости и механических примесей и ограничения притока пластовой воды. Одной из распространенных технологий решения проблемы «самозадавливания» скважин является замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра. На данный момент не существует однозначных критериев подбора диаметра труб и оценки эффективности их замены, однако такая замена позволяет скважинам продолжительное время стабильно работать без резкого уменьшения дебитов, а также увеличивать извлечение газа. В данной статье представлены основные принципы подбора диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) и проведен расчет для скважин Газового промысла № 6 ООО «Газпром добыча Ямбург». По результатам расчета приведены рекомендации по замене труб диаметром 168 мм на НКТ диаметром 114 мм, так как такие трубы позволят при приемлемом дебите скважин получить наибольшее извлечение газа из пласта без дополнительных материальных затрат.At present, many large deposits of the north of the West Siberian Plain are at a late stage of development, characterized by low reservoir pressures, high water cut, and the risk of reservoir destruction. At this stage of development, the exploitation of gas wells is complicated by the accumulation of condensation and formation water on their bottom holes, leading to the erosion of pore cement and the subsequent formation of sand plugs. When a large volume of water is accumulated at the bottom, the well gets out of the operating mode, its production decreases, and its «self-pressing» can occur later. To prevent the failure of the well, it is necessary to adopt and implement technological solutions aimed at increasing the rate of lifting of well production to carry out liquid particles and mechanical impurities and to limit the inflow of produced water. One of the most common Ключевые слова replacement of oil well tubing, late stage of development, gas wells operation, liquid-loading of wells Key words замена насосно-компрессорных труб, поздняя стадия разработки, эксплуатация газовых скважин, самозадавливание скважин

Improvement of an engineering procedure for calculating the non­isothermal transportation of a gas­liquid mixture

“…In the calculations of hydraulic losses (pressure drops) in vertical oil-gas pipelines, the known formulas by Adamov and Krylov [1,2,8] corresponding to the resulting formula (7), are used.…”

“…For engineering calculations, it is important to take into consideration hydraulic losses on all sections of transportation of raw, prepared, as well as commercial hydrocarbons. In particular, in oil and gas extraction, depending on hydraulic losses, diameters of vertical oil well tubing (OWT) of horizontal well lead lines and inter-field flow lines [1][2][3] are selected.…”

Using Response Surface Analysis to Estimate Time of The Gas-Water Contact Lift in Yamburg Gas Field Conditions

“…The Cenomanian reservoir of the Yamburg oil and gas condensate field (YOGCF), not being an exception to other large deposits located in the north of the West Siberian Plain, is therefore at a late stage of development, which is characterized by low reservoir pressures, a high degree of water cut, a low production capacity of the reservoir, collapsing reservoirs [1][2][3][4].…”