на примере месторождения «белый тигр

1
УДК 622.276.76
На правах рукописи
ТЫ ТХАНЬ НГИА
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ПРИМЕНЕНИЕМ
ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА
(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»)
Специальность 25.00.17  Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа – 2014
2
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)
и в Совместном предприятии «Вьетсовпетро» (СП «Вьетсовпетро»).
Научный руководитель
 Велиев Мубариз Мустафа оглы,
доктор технических наук, доцент,
Совместное предприятие «Вьетсовпетро»,
Заместитель начальника плановоэкономического отдела Аппарата управления
Дирекции
Официальные оппоненты:
 Султанов Шамиль Ханифович,
доктор технических наук, доцент,
Уфимский государственный нефтяной
технический университет, профессор
кафедры «Геология и разведка нефтяных
и газовых месторождений»
 Сагитов Дамир Камбирович,
кандидат технических наук,
ООО Научно-производственное объединение
«Нефтегазтехнология», ведущий научный
сотрудник
Ведущая организация
 Общество с ограниченной ответственностью
«РН-УфаНИПИнефть»
Защита состоится 19 декабря 2014 г. в 1000 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем
транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте
Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта
энергоресурсов» www.ipter.ru.
Автореферат разослан 19 ноября 2014 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
доктор технических наук, профессор
Худякова Лариса Петровна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. В настоящее время газлифтный фонд
месторождения «Белый Тигр» составляет более половины добывающего
фонда скважин. Газлифтные скважины разрабатывают залежи нижнего и
верхнего олигоцена, нижнего миоцена и фундамента. Интервалы изменения
пластовых
давлений,
коэффициентов
продуктивности,
физических
характеристик продукции скважин (давления насыщения, содержания
асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) по этим объектам довольно
широк.
В основном, на
месторождении
осуществляется
технология
непрерывного газлифта с подачей газа в затрубное пространство с
регулированием
расхода
системой
SCADA.
Режим
работы
среднестатистической газлифтной скважины характеризуется следующими
показателями: дебит нефти – 25 т/сут, обводненность – 45 %, удельный расход
газа на добычу одной тонны жидкости – 200 м3/т.
В составе газлифтного фонда месторождения половина скважин –
малодебитные
с
низкой
продуктивностью,
эксплуатация
которых
непрерывным газлифтом характеризуется высоким удельным расходом газа,
низким забойным давлением, пульсациями газожидкостного потока, низкими
температурами на устье и, как следствие, отложением парафина на стенках
насосно-компрессорных
труб
(НКТ),
солеотложениями
и
коррозией.
Причинами низкого значения коэффициента полезного действия таких
скважин являются проскальзывание газа относительно жидкости и потери
давления на трение при движении нефтегазоводяной смеси по лифту. В
нефтепромысловой практике применяются два направления повышения
эффективности работы газлифтных скважин: изменение конструкции
подъемника и изменение физико-химических свойств транспортируемой
продукции. Первое из указанных направлений включает подбор оптимальных
значений диаметра подъемника, глубины ввода газлифтного газа в колонну
НКТ, совершенствование конструкции клапанов, периодический газлифт.
Наиболее
перспективной
периодического газлифта.
технологией
признана
технология
4
Таким образом, повышение эффективности работы малодебитных
скважин месторождения «Белый Тигр» за счет применения периодического
газлифта является важной задачей для СП «Вьетсовпетро» и остается
актуальной и востребованной по настоящее время.
Цель работы – повышение эффективности эксплуатации малодебитных
скважин месторождения «Белый Тигр» путем перевода их на периодический
газлифт и оптимизации функционирования газлифтной системы.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:
1. Анализ опыта применения технологии периодического газлифта в
мировой практике;
2. Моделирование процесса работы подъемника скважин периодического
газлифта;
3. Разработка схем установок периодического газлифта, отвечающих
геолого-техническим
условиям
эксплуатации
низкодебитных
скважин
месторождения «Белый Тигр»;
4. Определение времени накопления столба жидкости в насоснокомпрессорных трубах;
5. Разработка критериев применения периодического газлифта для
условий месторождения «Белый Тигр» и совершенствование данной
технологии.
Методы решения поставленных задач
Для решения поставленных задач использовались современные методы
статистического анализа обработки геолого-промысловых материалов, методы
геологического и гидродинамического моделирования, численные методы.
Научная новизна результатов работы
1. Построены физические модели периодического газлифта и уточнены
коэффициенты в математических уравнениях, описывающих движение
газожидкостных элементов в подъемнике при подаче газа через НКТ.
2. Разработана компьютерная программа расчета времени накопления в
насосно-компрессорных трубах оптимальной величины выбрасываемого
5
столба жидкости с целью получения максимально возможного дебита на
скважинах периодического газлифта.
3.
Научно
обоснованы
и
разработаны
критерии
применения
периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр».
4. Разработана технология периодического газлифта для низкодебитных
скважин в условиях месторождения «Белый Тигр».
На защиту выносятся:
1.
Физические
модели
периодического
газлифта,
отличающиеся
конструкцией и размерами подъемника, углами наклона, материалом труб и
рабочими агентами;
2. Методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого для
выброса всего столба жидкости в выкидную линию;
3. Методика определения времени накопления оптимального столба
жидкости в насосно-компрессорных трубах;
4. Результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора и
критерии применения периодического газлифта для условий месторождения
«Белый Тигр».
Практическая ценность и реализация результатов работы
Результаты диссертационной работы, использованные при создании
технологии
периодического
газлифта,
доведены
до
промышленного
внедрения.
Предложенная технология реализована на 3 скважинах месторождения
«Белый Тигр», что дало возможность дополнительно добыть 8500 т нефти за
30 месяцев и получить чистую прибыль в размере 1,275 млн долларов США.
Апробация результатов работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на:
 XIII
Всероссийской
научно-практической
конференции
«Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского
энергетического форума (октябрь 2013 г., г. Уфа);
 Международной научно-практической конференции «Проблемы и
методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти,
нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и
XXII
6
Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 
2014» (май 2014 г., г. Уфа);
 семинарах НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);
 научно-технических
советах
СП
«Вьетсовпетро»,
НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);
Публикации.
Основные
результаты
диссертационной
работы
опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 2 в ведущих рецензируемых
научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки
РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных
выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 99
наименований. Работа изложена на 101 странице машинописного текста,
содержит 38 рисунков и 10 таблиц.
Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н.
М.М. Велиеву, специалистам СП «Вьетсовпетро» и НИПИморнефтегаз за
оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в
процессе подготовки диссертационной работы.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель
и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту,
показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.
В первой главе приводится анализ опыта применения технологии
периодического газлифта в мировой практике.
Газлифт
в
добыче
нефти
представляет
собой
технологию,
осуществляемую путем неперерывной или периодической закачки газа
высокого давления в скважины для создания необходимого забойного
давления, уменьшения плотности жидкости и подъема жидкости на
поверхность.
Непрерывный газлифт, реализуемый при постоянной подаче жидкости,
характеризуется умеренными расходами газа на подъем единицы жидкости.
7
При снижении коэффициента продуктивности скважины растет удельный
расход газа, возникают проблемы, связанные с образованием АСПО,
солеотложением, коррозией. Одним из эффективных способов эксплуатации
малодебитных скважин является применение периодического газлифта.
При снижении коэффициента продуктивности скважины и забойного
давления
постоянная
подача
газа
представляется
неэффективной
и
неэкономичной. В этом случае обычно применяют метод периодической
закачки газа при помощи системы быстродействующих клапанов для создания
пузырьков или газовых пробок в НКТ, поднимающих жидкость на
поверхность.
Практический интерес представляют вопросы, связанные с определением
количественных критериев перехода на периодический газлифт.
Для работы группы установок периодического газлифта без подкачки
стороннего
газа
наиболее
подходящими
являются
группы
скважин,
характеризующиеся:
- малым буферным давлением на режиме фонтанирования;
- периодическим характером фонтанирования;
- малым сроком, прошедшим после прекращения фонтанирования;
- достаточным удельным расходом пластового газа и эксплуатацией
механизированным способом в осложненных условиях (при наличии газа,
песка, парафина, большой кривизны ствола);
- конструкцией установок без подкачки газа в затрубное пространство
скважины,
предусматривающей как периодически перекрываемый, так и
постоянно открытый выкид.
Публикации последних лет свидетельствуют об актуальности проблемы
добычи нефти из малодебитных скважин. Все разработки, в конечном счете,
направлены на решение задач оптимизации добычи нефти. Особенностями
исследований
являются
создание надежных
математических
моделей
процесса, адекватно описывающих физику процесса периодической работы
скважины, и разработка на их основе компьютерных программ.
При периодической эксплуатации наиболее важным элементом установки
является пилотный клапан. От выбора этого параметра зависят тип газлифтной
установки, использование контроллера по циклу, потребное количество газа на
8
цикл и целый ряд других важных параметров настройки установки
периодического газлифта.
Добыча нефти при периодической эксплуатации может быть увеличена за
счет определения и установления оптимального времени цикла. Из-за
сложности гидродинамических процессов, происходящих в пласте при
движении газожидкостной смеси по трубам, требуется значительное
количество времени для выполнения исследования, которое включает
комбинацию статических и динамических исследований скважины. На
основании полученных результатов можно определить оптимальное время
цикла, продуктивность скважины, утечку жидкости (текущую), текущий
градиент давления, пластовое давление и некоторые свойства коллектора.
Из рассмотренных типов установок периодического газлифта, с
практической точки зрения эксплуатации морских малодебитных скважин,
наибольший интерес представляют установки с открытым выкидом и
отсечкой подачи газа, которая осуществляется с помощью пилотноуправляемого клапана и (или) клапана, установленного на поверхности. Эта
схема периодического газлифта наиболее предпочтительна в условиях
эксплуатации скважин СП «Вьетсовпетро» по следующим причинам:
- типовая конструкция НКТ имеет ступенчатую конструкцию, кроме того
в нее включен клапан-отсекатель меньшего проходного сечения, чем
внутренний диаметр НКТ, что затрудняет использование плунжера или
поршня;
- типовая компоновка внутрискважинного оборудования включает
несколько газлифтных мандрелей, установка в одну из которых с помощью
канатной техники пилотного клапана
делает простой и экономически
эффективной операцию перевода скважины на периодический режим работы
(не требуется спуско-подъемных операций НКТ);
- контроль и регулирование параметров работы скважины осуществляется
с помощью системы SCADA, состоящей, в том числе, из трансмиттеров,
логического блока, что делает возможным отсечку газа на поверхности;
- указанный тип установки отвечает условиям разработки месторождения,
в соответствии с которыми добывающая скважина может быть использована в
качестве нагнетательной.
9
Для оптимизации режима работы малодебитных газлифтных скважин СП
«Вьетсовпетро» по таким показателям, как удельный расход газлифтного газа,
время цикла, глубина установки клапана, высота пробки, тип применяемого
подъемника
и
др.,
необходимо
изучить
гидротермодинамические
характеристики движения жидкости по трубам и адаптировать полученные
результаты к геолого-техническим условиям работы скважин.
Вторая глава посвящена моделированию процесса работы подъемника
скважин периодического газлифта.
На основании системы уравнений, описывающих многофазное течение в
трубах, построены математические модели движения и изменения структуры
газожидкостных элементов в подъемнике при подаче газа через башмак НКТ.
Определяются объем выбрасываемой жидкости, давление, удельный расход
газа и другие характерные соотношения процесса газлифта. Однако некоторые
коэффициенты в математических уравнениях приняты на основании
допущений, и имеется необходимость их уточнения экспериментальными
методами.
С этой целью построены физические модели периодического газлифта,
отличающиеся конструкцией подъемника (одного диаметра и составленные из
секций труб разных диаметров, с увеличенным диаметром секции в верхней
части подъемника и с камерой замещения в нижней), размерами подъемника
(с различными диаметрами и высотой подъемника), углами наклона
(вертикальный
и
наклонный
подъемники),
материалом
труб
(поливинилхлорид, органическое стекло). Использовались различные рабочие
агенты – масло, вода.
Проведены эксперименты на различных режимах:
- при различных высотах накопленного столба жидкости – объемах
накопленной жидкости;
- при различном давлении – расходе газа;
- при различном времени открытия рабочего клапана – времени подачи
газа в НКТ, или изменении расхода газа за один цикл.
Были проведены промысловые исследования на скважинах
месторождения «Белый Тигр» для определения основных технологических
параметров работы скважины периодическим газлифтом: изменение времени
10
накопления выбрасываемого столба жидкости (изменение расхода подачи газа
в затрубное пространство, или изменение времени цикла газлифта), изменение
высоты подъема жидкости (изменение глубины установки рабочего клапана).
Проведены измерения давления и температуры в подъемнике в месте
установки клапана, на забое и на устье скважин месторождения «Белый Тигр»
при различных режимах работы периодического газлифта. Промысловые
исследования послужили основой для корректировки моделирования процесса
периодического газлифта.
На модели были проведены эксперименты для изучения влияния
основных технологических параметров работы подъемника периодическим
газлифтом, а именно:
- геометрических параметров газлифтного подъемника (диаметра, угла
наклона, конструкции);
- давления закачиваемого газа перед рабочим клапаном;
- высоты выбрасываемого столба жидкости;
- времени открытия клапана.
Проведена серия экспериментальных работ по оценке влияния времени
открытия клапана. Результаты получены на модели (вертикальные трубы из
поливинилхлорида длиной 16 м и диаметром 24 мм) при одинаковой
начальной высоте столба жидкости 5,12 м, одинаковом давлении газа перед
клапаном, равном 1 ат. В качестве рабочего агента применялось масло spindle
№ 10. Изменялось только время открытия клапана. Это означает, что
эксперименты этой серии были проведены в совершенно одинаковых
условиях, кроме суммарного объема закачиваемого газа из-за различного
времени открытия клапана.
На рисунке 1 представлены результаты замера давления в трех
предварительно выбранных точках подъемника (на месте установки рабочего
клапана, в середине подъемника и на устье) для одной серии экспериментов,
имеющих ряд общих начальных параметров и отличающихся только временем
открытия рабочего клапана.
11
-1 -1
Давление,
× 10
атat)
Давление
(x10
-1 -1
Давление,
× 10(x10
ат at)
Давление
6
5
4
3
2
1
0
0
3
2
1
5
10
15
20
25
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
25
0
5
10
15
20
25
(f)
5
4
4
3
3
2
2
1
1
0
0
5
10
15
20
25
-16
5
5
4
4
3
3
(d)
-16
2
2
1
1
0
0
0
-1
0
-16
(e)
(b)
4
5
0
(c)
5
0
(a)
-16
6
5
10
15
20
Время,
с
Время
(сек)
p1
25
-1
p2
Время,
с (сек)
Время
p3
(Н = 16(H=16m,
м, φ = 0ͦ, D=0
= 024
мм, Н1 = 5,12
Ртс = 1pTC
ат,=1at
масло
spindle)
, D=24mm,
H1 =м,
5.12m,
, масло
spindle)
a- T= 1.0s V G=0.0015m3tc
c- T= 4.8s V G=0.0075m3tc
T =8.8s
1,0 c,VVGg=0.0140m
= 0,0015 3мtc3/с;
e-a) Δ
T=
c) Δ T = 4,8 c, Vg = 0,0075 м3/с;
e) Δ T = 8,8 c, Vg = 0,0140 м3/с;
b- T= 3.4s V G=0.005m3tc
d- T= 6.1s V G=0.009m3tc
3
b) Δ T15s
= 3,4 V
c,GV
м3/с;
f- T=
=0.026m
g = 0,005tc
d) Δ T = 6,1 c, Vg = 0,009 м3/с;
f) Δ T = 15 c, Vg = 0,026 м3/с
Рисунок 1 – Изменение давления в подъемнике
Анализируя динамику изменения давления в указанных точках при
резком открытии клапана, можно сделать следующие выводы:
- при коротком интервале открытия клапана суммарный расход
закачиваемого газа незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не
12
может поднять жидкость на поверхность, колебание жидкой пробки
уменьшается, что и отражается на показаниях давления датчика Р 1 на забое
скважины (рисунок 1, а);
- при подаче недостаточного объема газа жидкостная пробка не достигает
устья, и это выражается в постоянстве давления Р3 в точке 3 (рисунок 1, b) и
значительном времени колебания значений давления Р2 в точке 2;
- при увеличении времени открытия клапана газовая пробка расширяется
и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из подъемника, факт
поступления жидкости на устье фиксируется повышением давления на
датчике Р3 (рисунок 1, с, d);
- при дальнейшем увеличении времени открытия клапана газ, вытолкнув
жидкость, продолжает выходить из подъемника.
В первом и во втором случаях расход газа увеличивается, эффективность
процесса снижается, пролет газа в подъемнике сопровождается резким
падением давления на датчиках Р1 и Р2 (рисунок 1, e, f).
Важной задачей является выбор минимального времени открытия
клапана для поступления минимально необходимого объема газа для
выталкивания жидкостной пробки.
Ключевым моментом в процессе периодического газлифта является
момент выброса жидкостной пробки. При этом важно определить объем газа,
затраченный на ее подъем. Дальнейшая подача газа в подъемник
нерациональна, т.к. в поднимающемся газожидкостном потоке доля жидкой
фазы незначительна по сравнению с долей жидкой фазы при выбросе пробки
жидкости (в подъемнике остаются жидкая пленка на стенке трубы и
взвешенные капли жидкости в потоке газа).
Далее
проводились
исследования
влияния
основных
технико-
технологических параметров на работу скважин периодического газлифта.
Исследуемые вопросы связаны с нахождением зависимости между
суммарным объемом выбрасываемой продукции за один цикл и объемом
закачиваемого газа, затраченным на ее подъем. На основе этой зависимости и
определяются рабочие характеристики периодического газлифта (оптимальные и
максимальные), максимальный отбор с удельным расходом газа.
Для определения влияния каждого из этих параметров на процесс один из
13
них изменяется при неизменных остальных:
- при изменении времени открытия клапана удельный расход газа
уменьшается до минимума при постепенном увеличении суммарного объема
закачиваемого газа, дальнейшее увеличение суммарного объема закачиваемого
газа влечет за собой увеличение удельного расхода газа, оптимальный объем
закачиваемого газа – объем газа, при минимуме удельный расход газа
находится в пределах 0,007…0,008 м3;
- при изменении перепада давления на клапане суммарный объем
выбрасываемой жидкости увеличивается, а удельный расход газа уменьшается
при увеличении скорости подачи газа в подъемник;
- при изменении начальной высоты пробки суммарный объем
выбрасываемой жидкости тем больше, чем выше начальный уровень жидкости
в скважине. Жидкая пленка на стенке трубы занимает до 25 % от общего
объема трубы,
малоэффективен,
при объеме жидкости менее 25 % подъем жидкости
т.к.
объем
поступаемой
на
поверхность
жидкости
незначителен и представляет собой не жидкостную пробку, а газовый поток с
распыленной жидкостью;
- при изменении наклона подъемника суммарный расход закачиваемого
газа тем больше, чем больше угол наклона подъемника, увеличение
суммарного расхода закачиваемого газа при угле наклона подъемника 70
составит 3,28 %, а при 140 – 5,62 %;
- увеличение диаметра подъемника приводит к увеличению объема
выбрасываемой жидкости за цикл и уменьшению удельного расхода газа;
-
подъем
жидкости
периодическим
газлифтом
является
более
эффективным для жидкости меньшей вязкости.
Предложена методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого
для выброса всего столба жидкости в выкидную линию.
В третьей главе рассматриваются схемы установок периодического
газлифта и опреление притока жидкости из пласта к забою скважин в условиях
месторождения «Белый Тигр».
На
основании
анализа
эффективности
применения
установок
периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр»
рекомендуется схема периодического газлифта, реализуемая с помощью
14
пилотного клапана и камеры замещения.
Пилотно-управляемый клапан типа WFM-14R специально спроектирован
для периодического газлифта. Его функцией является регулирование прохода
большого количества газа под столбом жидкости и проталкивание пробки
жидкости вверх с высокой скоростью. После того как достаточное количество
газа прошло, клапан закрывается.
Для более точной регулировки режима подачи и отсечки газа в эти схемы
необходимо включить систему SCADA, которая позволит контролировать
режим подачи газа по времени и по давлению (затрубному, буферному).
Кроме того, для успешной разгрузки скважины и повышения
эффективности режима лифтирования рекомендуется оборудовать скважины
трубками
для
подачи
реагента
(деэмульгатора,
ингибитора
парафиноотложений) ниже рабочего клапана.
В случае невозможности оборудования скважин трубками для подачи
химического реагента рассматривается вариант подачи химического реагента
непосредственно в поток компримированного газа на поверхности. Однако,
как
свидетельствует
опыт
СП
«Вьетсовпетро»,
низкая
температура
подаваемого газа вызывает кристаллизацию самого реагента, вследствие чего
он выпадает из потока газа, забивая диафрагму. Решением данной проблемы
является подача реагента не в чистом виде, а в составе растворителя.
Отмечено, что разработанные схемы установки периодического газлифта
отвечают
геолого-техническим
скважин
месторождения
условиям
«Белый
Тигр»
эксплуатации
и
отличаются
низкодебитных
следующими
элементами:
- наличием устройства для подачи химического реагента;
- использованием в качестве рабочего клапана пилотного клапана
увеличенного типоразмера;
- использованием системы PLC SCADA для регулировки режима подачи
компримированного газа;
- использованием пакера механического действия в установке камеры
замещения.
Приведен
расчет
оптимальной
компоновки
внутрискважинного
оборудования для скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом.
Результаты исследования показали, что применение оптимальных
15
компоновок внутрискважинного оборудования (ВСО) позволит увеличить
эффективность эксплуатации скважин с помощью периодического газлифта.
Из
экспериментальных
результатов
и
расчетов
следует,
что
комбинированные НКТ, применяемые в скважинах на месторождении «Белый
Тигр», уменьшают эффективность эксплуатации периодическим газлифтом.
Изменение диаметра НКТ меняет конструкцию подымаемой пробки жидкости
и увеличивает количество обратно падающей жидкости к забою. Количество
потерянной жидкости, вызванное этим эффектом, достигает максимума, когда
внутренний диаметр НКТ на устье скважины больше или равен длине
жидкостной пробки, достигающей устья. Эти потери снижаются с
уменьшением длины расширенной части НКТ.
Кроме начальной высоты столба накопленной жидкости в начале периода
закачки газа на эффективность метода влияет глубина установки клапана
периодического газлифта. Анализ результатов экспериментов на стенде и
расчетов показал, что наличие камеры замещения дает возможность
значительно увеличить эффективность подъема нефти.
Результаты расчета оптимальной компоновки ВСО включают:
- оптимальное место монтажа клапана периодического газлифта для
данной скважины;
- ограничение на длину расширенной части НКТ от устья скважины;
- использование
камеры
замещения:
расчет
рациональных
геометрических размеров камеры (внутреннего диаметра, длины и т.д.).
Определено
время
накопления
столба
жидкости
в
насосно-
компрессорных трубах с помощью расчета притока жидкости из пласта к
забою скважины.
Для уточнения притока жидкости из пласта составлена компьютерная
программа на основе численного решения уравнения движения жидкости в
пористой среде с граничными условиями давления для скважины, работающей
периодическим газлифтом. Программа позволяет описывать и вычислять
изменения забойного давления в скважине. Объединение этой программы с
программой расчета движения жидкости в подъемнике позволило производить
расчеты параметров работы скважины периодическим газлифтом.
Результаты
расчетов,
проведенных
с
помощью
разработанной
компьютерной программы для некоторых скважин месторождения «Белый
16
Тигр», показали приемлемую сходимость с промысловыми замерами (рисунок
2).
Для расчета изменения давления на забое в скважинах, эксплуатируемых
периодическим газлифтом, следует использовать методы расчета движения
двухфазных потоков в подъемнике
или получать из экспериментальных
данных.
Для сравнения расчетных методов были выбраны некоторые скважины
113
100
112
80
Дебит жидкости, м3/сут
Рабочее
забойное
давление,
BHF
Pressure,
Ana. Solu.
аналит. метод
Дебит
жидкости,
BH
liquid
rate, Num. Solu.
числ. метод
BHF
Pressure,
Num.давление,
Solu
Рабочее
забойное
111
60
числ. метод
110
40
109
20
108
0
0.25
Time,
day
Время,
сут
0.5
0.75
BH Liquid rate, m3/day
Рабочее забойное
давление
кг/см2
BHF
Pressure,скважины,
kg/cm2
месторождения «Белый Тигр», работающие периодическим газлифтом.
1
0
Рисунок 2 – Сравнение численного и аналитического методов решения
по определению забойного давления
На скв. № 715 были проведены гидродинамические исследования с
различными расходами подачи газа. Измерялись следующие основные
параметры работы скважины: буферное давление, затрубное давление, расход
газа, давление в НКТ на глубине рабочего клапана (ниже 10 м), забойное
давление и дебит скважины. Результаты расчета изменения при расходе
10000 м3/сут
численным
методом
и
непосредственными
замерами
представлены на рисунке 3, из которого видно, что наблюдается хорошая
сходимость расчетных данных с результатами фактических замеров.
Аналогично были проведены расчеты изменения забойного давления по
скв. №№ 145 и 94.
При исследовании эффекта многофазного течения с помощью
разработанной компьютерной программы рассчитаны изменения забойного
17
давления
во
времени,
когда
скважина
имеет
различные
значения
обводненности. Для скв. № 715 принято, что забойное давление является
минимальным после выброса столба жидкости и одинаковым при
обводненности 0 %, 20 % и 30 %. Выявлено, что чем больше обводненность,
тем меньше значение забойного давления при одинаковом времени
восстановления.
Рабочее забойное давление
WBHF Pressure,
calculation
скважины,
по расчету
Дебит
на забое
Liquidжидкости
Rate at WBH,
calculation
скважины,
по расчету
WBHF Pressure,
Exp.
Рабочее забойное давление
Liquid rate,
m3/dayожидаемое
скважины,
Дебит жидкости, м3/сут
120
200
115
150
110
105
100
100
50
95
90
807
807.25
807.5
Время, Time,
сут day
807.75
Liquid Rateм3/сут
Дебит жидкости,
Pressure,давление,
kg/cm2
РабочееBHF
забойное
кг/см2
Cкважина
715,
Vгазлифт=10000 м3/сут
Well 715,
Vgas=10000m3/day
3
Qcycle=6.43m3/cycle
Qцикл =6,43 м /цикл
0
808
Рисунок 3 – Сравнение забойного давления, определенного расчетным
методом, с фактическими замерами на скв. № 715
Для изучения возможности применения решения задачи однофазного
течения к скважине были проведены расчеты притока жидкости в скважину с
различными значениями обводненности при работе скважины в
периодическом газлифте. Используемая модель включает:
- однофазное течение с параметрами для нефти;
- однофазное течение с приведенными параметрами для смеси;
- двухфазное течение.
Полученные результаты показывают, что расчеты с использованием
модели двухфазного течения и модели однофазного течения с приведенными
параметрами для смеси являются идентичными. Расчеты, проведенные с
использованием модели для однофазного течения и модели с приведенными
параметрами для смеси, значительно различаются между собой.
При эксплуатации скважин периодическим газлифтом дебит скважины
18
зависит от высоты выбрасываемого столба жидкости, т.е. забойного давления,
расхода рабочего агента, конструкции скважины и т.д. Следовательно, дебит
скважин при определенных конструкции и расходе рабочего агента (газа)
зависит от времени накопления столба жидкости. Эта зависимость отражает
характер пласта, и для каждой скважины может быть различна.
Таким образом, для определенной конструкции скважин и заданного
расхода рабочего агента можно определить необходимое время накопления
оптимальной высоты выбрасываемого столба жидкости для получения
максимального дебита жидкости за сутки.
Приведен пример расчета определения времени накопления оптимальной
величины выбрасываемого столба жидкости для скв. №№ 715 и 94
месторождения «Белый Тигр». Расчетное время накопления выбрасываемого
столба жидкости для скв. № 715 составило 0,02974 сут при суточном дебите
скважины 74,659 м3/сут, а для скв. № 94 – 0,3086 сут при суточном дебите
скважины 6,13 м3/сут.
В четвертой главе рассматривается апробация периодического газлифта
и приводятся критерии его применения для условий месторождения «Белый
Тигр».
Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким
забойным давлением или с низким коэффициентом продуктивности,
требующие низкого забойного давления, больше всего подходят для этого типа
газлифта. Периодическим газлифтом достигаются меньшие значения
забойного давления, чем при непрерывном газлифте в скважинах с низкими
значениями забойного давления и дебита.
Максимальный дебит при периодическом газлифте определяют, в первую
очередь, следующие параметры:
- размер НКТ;
- глубина лифта;
- давление закачки;
- давление в линии;
- пропускная способность клапана;
- эффект прорыва газа и утечки.
Для условий месторождения «Белый Тигр» выбор единственного
количественного критерия представляется невозможным. Поэтому
предложены общие рекомендации по переводу скважин на периодический
19
газлифт:
- при дебите скважины меньше 20 м3/сут и значении удельного расхода
компримированного газа в расчете на единицу жидкости, равном 2050 м3/м3;
- при дебитах жидкости менее 16… 24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8";
32…48 м3/сут – для НКТ размером 2-7/8" и 48…64 м3/сут – для НКТ размером
3-1/2";
- для скважин с высоким коэффициентом продуктивности и низким
забойным давлением или с низким коэффициентом продуктивности и
высоким пластовым давлением. В таких условиях периодическим газлифтом
достигаются меньшие значения забойного давления по сравнению с
непрерывным газлифтом;
- для эксплуатации скважин периодическим газлифтом предпочтительно
использовать НКТ диаметром 2-3/8". Однако имеются примеры эффективной
эксплуатации скважин периодическим газлифтом, подъемник которых
составлен из труб диаметрами 2-7/8" и 3-1/2".
Подготовлены, согласованы и утверждены программа и планы работ по
испытанию технологии на трех скважинах месторождения «Белый Тигр»: скв.
№№ 801, 811, 1106. Испытания включают установку пилотного клапана с
проектными характеристиками в заданную мандрель и определение основных
показателей работы.
В таблице 1 представлены фактические (средние) показатели работы на
непрерывном газлифте и расчетные (рекомендуемые) параметры эксплуатации
при периодической газлифтной эксплуатации одной из скважин (скв. № 801).
Для оперативного анализа режима работы скважины использовалось
программное приложение, разработанное автором.
Расчеты показали, что при размере порта пилотной секции клапана 1/8"
оптимальные показатели работы скважины достигаются при значении давления
открытия пилотного клапана на стенде, равном 72 ат. Кроме того, установлено,
что при существующей компоновке внутрискважинного оборудования скв.
№ 801 наиболее эффективна работа установки периодического газлифта при
подаче компримированного газа через нижнюю мандрель, расположенную на
глубине 3332 м (3067 м по абсолютной отметке).
Таблица 1 – Параметры при непрерывном газлифте (до испытаний)
и расчетные (рекомендуемые) показатели скв. № 801
при периодическом газлифте
20
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Показатели
Пластовое давление, ат
Глубина клапана, м
Расход компримированного
газа, м3/сут
Дебит жидкости, м3/сут
Удельный расход газа, м3/м3
Температура
продукции
на устье скважины, oC
Давление открытия клапана
на стенде, ат
Непрерывный
газлифт
90,8
3332
Периодический
газлифт
–
3332
12000
8
1500
13800
12,5
900
30
39
–
72
После исследований скважины при непрерывном газлифте перешли ко
второй части испытаний, предусматривающей применение периодического
газлифта. Для этого скв. № 801 дважды обработали горячей нефтью из скв. №
815 прямой промывкой в течение часа.
Последующая шаблонировка шаблонами 63 мм под НКТ размером 3-2/3"
и 57 мм – размером 2-7/8" показала отсутствие отложений парафина в НКТ.
После установки пилотного клапана в мандрель, расположенную на глубине
3332 м, приступили к разгрузке скважины при расходе компримированного
газа 20 тыс. м3/сут. Затрубное давление снизилось до 55 ат, что ниже давления
открытия пусковых клапанов. Эхолотированием отбит уровень жидкости в
затрубном пространстве на глубине 3332 м, что является косвенным
подтверждением ввода компримированного газа через пилотный клапан, и
режим работы скважины изменился на периодический.
Следующим этапом работ стало определение оптимального расхода
компримированного газа скважины при периодическом газлифте.
Исследования выполнены на четырех режимах, отличающихся расходом
компримированного газа: 14, 10, 7 и 5 тыс. м3/сут.
После перевода скважины на периодический газлифт показатели
эксплуатации скважины значительно улучшились: дебит нефти увеличился в
1,5…2,5 раза, температура продукции увеличилась на 4…5 0С, расход
компримированного газа сократился в 2,0…2,6 раза, скорость движения
жидкости по НКТ увеличилась до 5 м/с.
Рассмотрим результаты предварительного статистического анализа
данных, полученных в ходе испытаний.
21
В таблице 2 представлены данные по продолжительности циклов и
давлениям открытия/закрытия пилотного клапана, основанные на результатах
обработки 10 последовательных циклов каждого режима.
Таблица 2 – Данные по продолжительности циклов и давлениям клапана
Расход
Номера
компримированрежимов
ного газа, м3/сут
1
14000
2
10000
3
7000
4
5000
Давление клапана, ат
открытия
закрытия
перепад
Цикл,
мин.
58,5
57,9
56,0
52,5
50,9
50,0
49,2
48,7
7,6
7,9
6,8
3,8
62,93
70,85
81,78
58,43
Нетрудно заметить, что при уменьшении расхода компримированного
газа с 14 до 7 тыс. м3/сут продолжительность цикла увеличивается с 63 до
82 мин. Однако при расходе компримированного газа 5 тыс. м3/сут
продолжительность цикла резко сокращается до 58 мин, что вызвано
уменьшением разности давлений открытия/закрытия пилотного клапана.
Одним из важных показателей эффективности работы газлифтного
подъемника при периодическом газлифте является скорость движения
жидкости по НКТ. Данные по средней скорости движения жидкости в НКТ,
полученные в результате обработки кривых изменения буферного и затрубного
давлений во времени, показывают, что область оптимальных областей
режимов при периодической газлифтной эксплуатации лежит в интервале
3,5…5,5 м/с, что соответствует значениям расхода компримированного газа от
10 до 14 тыс. м3/сут.
По результатам проведенных исследований и промысловых испытаний
разработан руководящий документ «Технология периодического газлифта для
низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»».
Расчет экономической эффективности от внедрения периодического
газлифта в скважинах №№ 801, 811, 1106 показал, что с июня 2011 г. по декабрь
2013 г. дополнительная добыча нефти составила 8500 т, а чистая прибыль –
1,275 млн долларов США.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
22
1. Научно обоснована и разработана физическая модель периодического
газлифта. Создана экспериментальная установка, на которой показано, что при
коротком интервале открытия клапана суммарный расход закачиваемого газа
незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не может поднять
жидкость на поверхность. При увеличении времени открытия клапана газовая
пробка расширяется и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из
подъемника, при этом дальнейшее увеличение времени открытия клапана
приводит к тому, что газ, вытолкнув жидкость, продолжает выходить из
подъемника.
2. На физической модели экспериментально установлено, что при
постепенном увеличении суммарного объема закачиваемого газа удельный
расход газа уменьшается до минимума, и значение оптимального объема
закачиваемого газа находится в пределах 0,007…0,008 м3. Суммарный объем
выбрасываемой жидкости увеличивается, а удельный расход газа уменьшается
при увеличении скорости подачи газа в подъемник.
3. По результатам моделирования процесса работы подъемника скважин
периодического газлифта установлено, что чем выше начальная высота
жидкости в скважине, тем больше суммарный объем выбрасываемой
жидкости. Пленка жидкости на стенке трубы занимает до 25 % от общего
объема трубы, поэтому при объеме жидкости менее 25 % подъем жидкости
малоэффективен.
4. По результатам исследования на физической модели периодического
газлифта выявлено, что чем больше угол наклона подъемника, тем больше
суммарный расход закачиваемого газа. При высоте подъемника от точки
установки рабочего клапана до устья скважины 16 м и высоте столба жидкости
в НКТ в момент открытия клапана 5,12 м при угле наклона подъемника 70
суммарный расход закачиваемого газа увеличивается на 3,28 %, а при 140 – на
5,62 %. Увеличение диаметра подъемника приводит к увеличению объема
выбрасываемой жидкости за цикл и уменьшению удельного расхода газа.
5. Разработана компьютерная программа расчета времени накопления
оптимальной величины выбрасываемого столба жидкости, накапливаемой в
насосно-компрессорных трубах, с целью получения максимально возможного
дебита скважин периодического газлифта. Исследование эффекта
многофазного течения с помощью разработанной компьютерной программы
выявило, что чем больше обводненность, тем меньше значение забойного
давления при одинаковом времени восстановления.
6. Разработаны критерии перевода скважин на периодический газлифт в
условиях месторождения «Белый Тигр»: при дебите скважины меньше
23
20 м3/сут и значении удельного расхода компримированного газа в расчете на
единицу жидкости, равном 2050 м3/м3; при дебитах жидкости менее
16…24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8", 32…48 м3/сут – для НКТ размером
2-7/8" и 48…64 м3/сут – для НКТ размером 3-1/2".
7. Разработана технология периодического газлифта для месторождения
«Белый Тигр», которая апробирована на трех скважинах. После перевода
скважин на периодический газлифт показатели их эксплуатации значительно
улучшились: дебит нефти увеличился в 1,5…2,5 раза, температура продукции
увеличилась на 4…5 0С, расход компримированного газа сократился в
2,0…2,6 раза, скорость движения жидкости по НКТ увеличилась до 5 м/с.
Разработан руководящий документ «Технология периодического газлифта для
низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»».
Внедрение периодического газлифта позволило СП «Вьетсовпетро» за
период с июня 2011 г. по декабрь 2013 г. дополнительно получить 8500 т нефти
и 1,275 млн долларов США чистой прибыли.
Основные результаты работы опубликованы в следующих научных
трудах:
Ведущие рецензируемые научные журналы
1. Ты Тхань Нгиа. Моделирование процесса работы подъемника скважин
при периодическом газлифте [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // НТЖ
«Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» /
ИПТЭР.  Уфа, 2014.  Вып. 2 (96). – С. 77-87.
2. Ты Тхань Нгиа. Промысловые испытания схем установок
периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» [Текст] /
Ты Тхань Нгиа // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и
нефтепродуктов» / ИПТЭР.  Уфа, 2014.  Вып. 3 (97). – С. 15-22.
Прочие публикации
3. Ты Тхань Нгиа. Критерии применения периодического газлифта в
условиях месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань Нгиа,
М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII
Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического
форума. – Уфа, 2013. – С. 48-49.
4. Ты Тхань Нгиа. К вопросу повышения эффективности работы
малодебитных скважин в СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Ты Тхань Нгиа //
Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2013.
– С. 52-53.
5. Ты Тхань Нгиа. Разработка типовых схем установок периодического
24
газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань Нгиа,
М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII
Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического
форума. – Уфа, 2013. – С. 94-98.
6. Ты Тхань Нгиа. Определение основных технологических параметров
процесса работы подъемника периодическим газлифтом на основании
физической модели [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и
методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти,
нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках
Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть.
Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 131-133.
7. Ты Тхань Нгиа. Движение жидкой и газовой пробок в подъемнике
периодического газлифта [Текст] / Ты Тхань Нгиа // Проблемы и методы
обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти,
нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках
Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть.
Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 134-135.
8. Ты Тхань Нгиа. Технология применения периодического газлифта для
низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань
Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и
безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер.
Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII
Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа,
2014. – С. 136-138.
9. Ты Тхань Нгиа. Анализ режима работы и мероприятия по повышению
эффективности эксплуатации газлифтных скважин [Текст] / Ты Тхань Нгиа, Ле
Минь Туан, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и
безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер.
Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII
Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа,
2014. – С. 139-143.
Фонд содействия развитию научных исследований.
Подписано к печати 16.11.2014 г. Формат 60 х 90 1/16.
Усл. печ. л. 0,94. Бумага писчая.
Тираж 100 экз. Заказ № 194.
Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.