Состояние разработки технологии дренирования при добыче газа в высокосернистых газовых скважинах
Аннотация. Сычуаньский бассейн, ввиду своей стратиграфической структуры, богат запасами природного газа. При отборе из газовых скважин в стволе скважины неизбежно возникает эффузия. Прорыв воды может привести к снижению добычи природного газа и даже остановке скважин. Поэтому своевременный отвод воды является ключевым фактором восстановления добычи в газовой скважине. Ввиду высокого содержания серы в газах Сычуаньского бассейна, применение обычных мероприятий по добыче газа дренированием затруднительно. Возникает необходимость в принятии специальных мероприятий. В данной статье преимущественно рассматриваются развитие и текущее состояние технологий дренажа в высокосернистых газовых скважинах. Также приводятся четыре основных типа технологий дренирования при добыче газа в высокосернистых газовых скважинах: плунжерный газлифт, перфорация НКТ, добыча газа с помощью ЭЦН, пенногазовое воздейстиве, и сравниваются их области применения, достоинства и недостатки.
Список используемых источников
[1] Методы добычи нефти и газа: первичный, вторичный, третичный. Электронный журнал Neftegaz.ru, 2017. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/tekhnologii/142424-metody-dobychi-nefti-i-gaza-pervichnyy-vtorichnyy-tretichnyy/ (дата обращения 15.09.2022)
[2] Ананьева Е.А. Газлифтные технологии для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин. Научно-технический сборник Вести газовой науки, 2020. С. 51-55. URL: https://elibrary.ru/download/elibrary_44073022_67693002.pdf (дата обращения: 17.09.2022)
[3] Zhang Junliang, Wang Yang, Ren Yang, et al. Application of the plunger lift drainage gas recovery technology in sour gas well. Reservoir Evaluation and Development, 2013. p. 50-54. URL: (date of application: 07.09.2022)
[4] Yi Jin, Gu Youyi, Pan Yunbing. Drainage gas recovery technology by tubing perforated gas-lift drainage. Oil Drilling & Production Technology, 2014. p. 103 - 105. URL: (date of application: 12.09.2022)
[5] Паникаровский, Е. В. Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин. Тюмень: Известия высших учебных заведений. Нефть и газ - № 3, 2019. С. 54-63. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/povyshenie-effektivnosti-primeneniya-penoobrazovateley-dlya-udaleniya-zhidkosti-s-zaboev-gazovyh-skvazhin (дата обращения: 09.09.2022)
[6] Weiqi Fu. Optimization and Performance Evaluation of Foam Discharge Agent for Deep Aquatic Condensate Gas Well. Beijing: China University of Mining and Technology, 2022. p.10. URL: https://translated.turbopages.org/proxy_u/en-ru.ru.7a3c5685-634fca8f-8bb0c11c-74722d776562/https/www.frontiersin.org/articles/10.3389/fphy.2022.887036/full (date of application: 14.09.2022)
[7] Chen Yongguang. Solid foam drainage technology for high-sulfur gas wells in Puguang gas field. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2017. p. 94 - 96. URL: (date of application: 11.09.2022)
В 2014 году группой специалистов и ученых была изучена технология газлифтного дренажа с перфорацией насосно-компрессорных труб для решения проблемы накопления жидкости в стволе серосодержащих газовых скважин на исследуемом рифе [4]. Глубина подводных скважин газового коллектора составляет 4823–6261 метра, температура пласта высокая (140 °C), пластовое давление колеблется в широких пределах (от 25 до 61 Мпа). Испытательная скважина № 01-18 находилась в остановленном состоянии до внедрения технологии перфорированного газлифта.Скважина была успешно запущена и возобновила добычу после применения газлифтного дренажа по технологии перфорации насосно-компрессорных труб. Наибольшая суточная добыча газа составляла и максимальный дебит воды – на начальном этапе. По состоянию на Июнь 2012 года рабочее состояние скважины было стабильным, давление находилось на уровне, среднесуточный показатель добычи газа составил , а воды – . Совокупная добыча газа составила и воды – .Такой метод извлечения газа включает установку погружного электроцентробежного насоса на забой скважины и перекачку накопленной жидкости к устью, что приводит к возобновлению добычи в остановленной газовой скважине. Насос необходимо опускать с помощью кабеля, и чем глубже скважина, тем выше стоимость применяемой технологии. Поэтому этот метод рационален лишь для неглубоких газовых скважин со значительным притоком жидкости.