Системи автоматичної подачі поверхнево активних речовин як інструмент для стабілізації видобутку

Ярослав Якимечко

Автор(и)

Ярослав Якимечко Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Ключові слова:

обводненість свердловин, вибір поверхнево-активних речовин, автоматичні системи подачі ПАР, точне дозування реагентів, збільшення дебіту

Анотація

В статті описуються дослідження ефективності функціонування систем автоматичної подачі поверхнево активних речовин (ПАР) для обґрунтування технологічних параметрів їх використання та оптимізації роботи свердловин із високим рівнем обводненості. Мета дослідження - оптимізація технологічних параметрів і вибір ефективних рішень для стабільної та безперебійної подачі ПАР, які забезпечують підвищення продуктивності та зменшення витрат на експлуатацію свердловини.. Були проведені розрахунки для визначення мінімально необхідного дебіту газу, які показали, що для жодної із свердловин умова безперервного винесення рідини з вибою не виконується. Про це свідчать і мінімально необхідні розрахункові дебіти газу, які значно перевищують фактичні дебіти, і параметри Фруда для газового і рідинного потоків. Використовуючи номограму для вибору ефективних методів інтенсифікації винесення рідини на поверхню, було зроблено висновок, що найбільш оптимальним і ефективним методом протидії обводненню свердловин буде автоматична систем подачі поверхнево-активних речовин у привибійну зону. Далі були проведені лабораторні дослідження ПАР-спінювачів варіаційних модифікацій і концентрацій. А саме: 1) дослідження розчинності (сумісності) ПАР у пластовому флюїді; 2) порівняльні дослідження виносної здатності пластового флюїду, ПАР-спінювачами типу «SЕ». В якості взірця використовувався пластовий флюїд зі свердловини М 226-Рудки. Дослідження з вибору ПАР для утворення піни з високими піноутворювальними характеристиками і дослідження їхньої виносної здатності проводили на установці зменшеної моделі свердловини. Процес оптимізації параметрів подачі ПАР включає вибір таких характеристик, як швидкість потоку, витрати реагенту та концентрація ПАР. Первинний розрахунок зі знаходження фактичної швидкості газу яка становить в діапазоні від 0,89 до 1,29 м/с та мінімальної необхідної швидкості газу для стабільної роботи і запобіганню накопичення рідини в стовбурі свердловини становить від 5,29 до 5,91 м/с. На основі лабораторних досліджень пластової рідини та випробувань поверхнево-активної речовини SE-235-A-S-30 обґрунтовано доцільність її застосування для підвищення виносної здатності газового потоку, що сприяє стабілізації роботи свердловин. Промисловий досвід експлуатації свердловини 226 Рудківського газового родовища засвідчив, що після впровадження технології винесення рідини із вибою свердловини за допомогою автоматичної системи подачі ПАР свердловина почала працювати стабільно. При цьому забезпечується повне винесення води із стовбура свердловини, а дебіт свердловини збільшився на 22 %.

Завантаження

Дані завантаження ще не доступні.

Посилання

Список використаних джерел

Matkivskyi S.V., & Matiiyshyn L.I. (2022). Optimization of operating conditions of gas and gas condensate wells at the final stage of development. ISSN 2304-7399. Prykarpattya Bulletin of the Scientific and Technical Schoolh. Issue. 17(64).

Abdurrahman, M., Kamal, M. S., Ramadhan, R., Daniati, A., Arsad, A., Abdul Rahman, A. F., & Rita, N. (2023). Ecofriendly natural surfactants in the oil and gas industry: a comprehensive review. ACS omega, 8(44), 41004-41021.

Isaac, O. T., Pu, H., Oni, B. A., & Samson, F. A. (2022). Surfactants employed in conventional and unconventional reservoirs for enhanced oil recovery—A review. Energy Reports, 8, 2806-2830.

Chowdhury, S., Shrivastava, S., Kakati, A., & Sangwai, J. S. (2022). Comprehensive review on the role of surfactants in the chemical enhanced oil recovery process. Industrial & Engineering Chemistry Research, 61(1), 21-64. DOI: 10.1021/acs.iecr.1c03301

Nikolova, C., & Gutierrez, T. (2021). Biosurfactants and their applications in the oil and gas industry: current state of knowledge and future perspectives. Frontiers in Bioengineering and Biotechnology, 9, 626639.

Muravyev, A. V. (2022). Gas Condensate Wells: Challenges of Sampling, Testing and Production Optimization. Energies, 15(15), 5419.

Lichinga, K.N., Luanda, A. & Sahini, M.G. (2022). A novel alkali-surfactant for optimization of filtercake removal in oil–gas well. J Petrol Explor Prod Technol 12, 2121–2134. h

Volovetskyi, V. B., Doroshenko, Y. V., Kogut, G. M., Rybitskyi, I. V., Doroshenko, J. I., & Shchyrba, O. M. (2021). Developing a complex of measures for liquid removal from gas condensate wells and flowlines using surfactants. Archives of Materials Science and Engineering, 108(1).

Dudek, J., Janiga, D., & Wojnarowski, P. (2021). Optimization of CO2-EOR process management in polish mature reservoirs using smart well technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 108060. 10. Yunsheng, W. E. I., Junlei, W. A. N. G., Wei, Y. U., Yadong, Q. I., Jijun, M. I. A. O., He, Y. U. A. N., & Chuxi, L. I. U. (2021). A smart productivity evaluation method for shale gas wells based on 3D fractal fracture network model. Petroleum Exploration and Development, 48(4), 911-922.

Asthana, P., Jacob, S., Bouldin, B., Larbi Zeghlache, M., & Almulhim, M. (2023, October). Downhole flow control technologies: from simple starts to wireless smarts. In SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition (p. D012S001R007). SPE.

Matkivskyi, S., & Kondrat, O. (2021). Studying the influence of the carbon dioxide injection period duration on the gas recovery factor during the gas condensate fields development under water drive. Mining of Mineral Deposits.

Zhang, B., Lu, N., Guo, Y., Wang, Q., Cai, M., & Lou, E. (2022). Modeling and analysis of sustained annular pressure and gas accumulation caused by tubing integrity failure in the production process of deep natural gas wells. Journal of Energy Resources Technology, 144(6), 063005. 14. Han, W., Fan, J., Lv, H., Yan, Y., Liu, C., & Dong, S. (2022). Excellent foaming properties of anionic-zwitterionic-Gemini cationic compound surfactants for gas well deliquification: Experimental and computational investigations. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 653, 129944.

Xing, Z., Han, G., Cao, G., Yang, Z., Chen, H., & Liang, X. (2024, September). Optimisation of the Smart Plunger Lift Work System and a New Method for Diagnosing Working Conditions. In SPE Symposium: Production Enhancement and Cost Optimisation (p. D011S002R006). SPE.

Chen, S., Han, M., AlSofi, A. M., & Fahmi, M. M. (2022). Experimental evaluation of non-ionic mixed surfactant formulations at high-temperature and high-salinity conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 219, 111084.

Li, J., Wen, M., Lei, L., Fu, C., & Jiang, Z. (2024). Development and analysis of pH-sensitive surfactants for enhancing foam drainage gas retrieval. Journal of Molecular Liquids, 396, 124106.

Li, J., Wen, M., Jiang, Z., Xian, L., Liu, J., & Chen, J. (2025). Development and characterization of a surfactant responsive to redox conditions for gas recovery in foam drainage. Scientific Reports, 15(1), 511.

Sun, Y. Q., Zhang, Y. P., Liu, Q. W., Fan, Z. Z., Li, N., & Wei, A. Q. (2023). Research progress on new highly efficient foam drainage agents for gas wells (a review). Petroleum Chemistry, 63(9), 1119-1131.

Chen, M., Sun, J., Gao, E., & Tian, H. (2021). A Summary of wellbore fluid accumulation and drainage gas production technology in gas wells. In IOP Conference Series: Earth and Environmental Science (Vol. 621, No. 1, p. 012113). IOP Publishing. DOI 10.1088/1755-1315/621/1/012113.

Aziukovskyi, O., Koroviaka, Y., & Ihnatov, A. (2023). Drilling and operation of oil and gas wells in difficult conditions. Monograph. Dnipro: Zhurfond, 159. ISBN978-966-934-402-1