CC BY
110
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«наука. инновации. технологии», № 3, 2018
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.04
А.О. ШЕСТЕРЕНЬ Северо-Кавказский федеральный университет, г. Ставрополь, Россия, [email protected]
мероприятия по повышению
эффективности эксплуатации
скважин
периодического газлифта
Введение:
Материалы и методы:
Результаты исследования:
Обсуждение и заключения:
актуальность работы заключается в необходимости решать задачи оптимизации газлифта в режиме минимального удельного расхода газа для предприятий нефтегазовой отрасли. Оптимизация работы газлифтных скважин и перераспределение закачиваемого газа позволяют более рационально использовать ресурсы газа и существенно повысить добычу на месторождениях СП «Вьетсов-петро».
использованы параметры работы скважин периодического газлифта, перечень осложнений при эксплуатации малодебитных скважин.
определены конструктивные особенности скважины, влияющие на работу установки периодического газлифта. Выявлен ряд неисправностей в газлифтной эксплуатации. Обоснованы методы повышения эффективности газлифтного подъемника.
автором проведен анализ причин неисправности в газлифтной эксплуатации, предложены мероприятия по их устранению. Проведен анализ мероприятий по повышению КПД газлифтного подъемника.
Ключевые слова:
газлифт, газожидкостная смесь, оптимизация газлифтных скважин, удельный перепад давления, безразмерная скорость газа, гидравлическая характеристика.
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ»
.Северо-Кавказский федеральный университет
ACTIVITIES TO INCREASE THE EFFICIENCY OF PERIODICALS ARTIFICIAL WELLS
Shesteren'A.O. North-Caucasus Federal University, Stavropol, Russia, [email protected]
Introduction:
Materials and Methods:
Results:
Discussion and Conclusion:
urgency of this work lies in the need to solve problems of gas-lift optimization in regime of minimum specific gas consumption for oil and gas industry. Optimization of gaslift wells operation and redistribution of injected gas allow more rational use of gas resources and significantly increase production at fields of JV «Vietsovpetro».
parameters of operation for artificial gas-lift wells, a list of complications in operation of low-yield wells were used.
the design features of well that influence operation of artificial gas-lift are determined. A number of faults in gas-lift operation are revealed. The methods for increasing efficiency of gas-lift are substantiated.
the author analyzed causes of the malfunction in gas-lift operation, proposed measures to eliminate them. The analysis of measures to increase the efficiency of gaslift wells was carried out.
Key words:
gas-lift, gas-liquid mixture, optimization of gas-lift wells, specific pressure drop, di-mensionless gas velocity, hydraulic characteristic.
Введение
В СП «Вьетсовпетро» фонд газлифтных скважин постоянно увеличивается. В то же время сокращается объем добычи фонтанным способом при росте обводненности скважинной продукции. Создаются предпосылки к сокращению добычи пластового газа. В этих условиях уже сейчас необходимо решать задачи оптимизации газлифта в режиме минимального удельного расхода газа. Однако этот режим характеризуется существенными пульсациями забойного давления, неустойчивой работой скважин. Есть необходимость в новых технологиях газлифтной добычи нефти.
Оптимизация работы газлифтных скважин и перераспределение закачиваемого газа позволяют более рационально использовать ресурсы газа и существенно повысить добычу на месторождениях СП «Вьетсовпетро». [1].
Материалы и методы
Разработка оптимальной компоновки внутрискважинного
оборудования
Ниже рассмотрено внутрискважинное оборудование, применяемое в СП для скважин периодического газлифта, а также влияние конструктивных особенностей скважин на эффективность их эксплуатации.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин.. А.О. Шестерень
В настоящее время периодическая газлифтная эксплуатация скважин с использованием пилотно-управляемых клапанов WFM 14R на месторождении Белый Тигр представлена 5 скважинами, конструкция которых показана на рисунке 1. В таблице 1 приводятся основные режимные параметры работы скважин. Дебит жидкости скважин изменяется в пределах от 5,8 т/сут до 18,8 т/сут, обводненность от 1,8% до 38,9%. Наименьший расход газлифтного газа составляет 3,5 тыс. м3/сут; наибольший - 10 тыс. м3/сут. Удельные расходы газа по жидкости изменяются в пределах 240 м3/т - 838 м3/т.
Все скважины, эксплуатирующиеся периодическим газлифтом на месторождении оборудованы установками с открытым выкидом, подачей газа в затрубное пространство и отсечкой его с помощью пилотного клапана [5].
К конструктивным особенностям скважины, влияющим на работу установки периодического газлифта относится:
(1) диаметр эксплуатационной колонны;
(2) диаметр насосно-компрессорных труб;
(3) наличие переводников;
(4) длина подъемника;
(5) конструкция елки фонтанной арматуры скважины.
Основные параметры работы скважин периодического газлифта представлены в таблице 1.
Таблица 1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ РАБОТЫ СКВАЖИН ПЕРИОДИЧЕСКОГО
ГАЗЛИФТА
Table 1. The main parameters operation of artificial gas-lifts
№№ п/п № скв Объект Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Дебит жидкости, т/сут Расход компри- мир. газа, м3/сут Удельный расход газа по жидк., м3/т
1 715 Олигоцен 9 38,9 15,7 3544 240
2 708 Н. Миоцен 5 13,9 5,8 4867 838
3 605 Олигоцен 10 4,3 10,5 5397 516
4 1010 Олигоцен 18 1,8 18,3 9791 534
5 94 Олигоцен 18 4,1 18,8 3953 240
Среднее значение 12 11,9 13,6 5510 468
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ»
-Северо-Кавказский федеральный университет
Рис. 1.
Фактическое ВСО скв. 715/МСП-7.
Fig. 1. Actual ^ Well 715 / №^-7.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин.. А.О. Шестерень
Результаты исследования и их обсуждение
В таблице 2 приводятся некоторые наиболее часто встречающиеся неисправности в газлифтной эксплуатации и рекомендуются мероприятия по их устранению.
Таблица 2. НЕИСПРАВНОСТИ В ГАЗЛИФТНОй ЭКСПЛУАТАЦИИ
И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ИХ УСТРАНЕНИЮ
Table 2. Malfunctions in gas-lift operation and measures for their elimination
Неисправность Причина Мероприятия
Сообщение между затрубным и НКТ A. Клапан не закрывается B. Утечки в пакере Создать/сбросить давление на клапане, промыть клапан Переустановить пакер
С. Утечки в НКТ Поднять, проинспектировать спустить снова
D. Открыть иркуляционный клапан Закрыть клапан
Увеличилось затрубное давление А. Точка ввода газа изменилась на верхний клапан Отрегулируйте компримированный газ на максимальный дебит
В. Забит клапан Поднять НКТ
С. Поднялась температура в скважине, влияющая на давление открытия газлифтных клапанов Установить клапаны конструкции которая не влияет температура или уменьшите давление зарядки на стенде силь-фонного клапана
D. Маленькая высота пробок жидкости Уменьшите частоту циклов.
Скорость жикостной пробки меньше 305 м/ мин. А. Чрезмерна высота пробки жидкости Увеличить частоту циклов
В. Низкое давление линии подачи компримированного газа Увеличить давление или уменьшить расстояние между газлифтными клапанами
С. Газлифтный клапан частично перекрыт Промыть водой или ПАВом
D. НКТ частично Очистить НКТ от парафина с помощью
перекрыты растворителя или промыть горячей не-
фтью
Е. Занижен размер порта клапана
Заменить клапаном с большим размером порта
120 «НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ» Северо-Кавказский федеральный университет
Неисправность Причина Мероприятия
Высокое давление в выкидной линии А. Забита выкидная линия Проверить н прикрыты ли задвижки, обратные клапаны, нет забиты ли линии парафиноотложениями и песком.
В. Высокое давление в сепараторе Переустановить давление в сепараторе или установить дополнительный
С. Маленький диаметр выкидной линии Сделать байпас или заменить на больший диаметр
D. Чрезмерный расход компримированного газа Отрегулировать контрольно-измерительную аппаратуру
Резкое снижение дебита - (Клапан открывается А. Снижение проницаемости пласта Очистить скважину
В. Перекрыты НКТ Проверить НКТ ниже рабочего клапан
и закрывается нормально) С. Забиты нижние клапаны Промыть или заменить
D. Слишком много или мало газа Проверить контролирующую аппаратуру
Е. Обратный клапан заклинен в открытом положении Поднять НКТ и очистить
Выводы
Методы повышения эффективности газлифтного подъемника
Имеются два основных направления повышения КПД газлифтного подъемника.
Первое направление связано с увеличением глубины погружения подъемника под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расход газа. Реализация этого направления связана с увеличением необходимого давления рабочего агента и, соответственно, давления в газораспределительной системе месторождения, что в большинстве случаев ограничивается существующими характеристиками газопромыслового оборудования. Метод не применим при низкой продуктивности пласта и низких динамических уровня жидкости.
Второе направление связано со снижением относительной скорости газа.
Известно, что относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока [6], которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз (жидкой или газообразной).
Известны следующие способы дробления фазы.
1. Введение в подъемник поверхностно-активных веществ (ПАВ) [7].
НАукИ о ЗЕмлЕ
Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин.
А.О. Шестерень
2. Дробление газовой или жидкой фазы различного рода дис-пергаторами [8].
Оба из указанных способов снижения относительной скорости газа преследуют цель - создание в подъемнике эмульсионной структуры (дробление газовой фазы) или пленочно-диспергированной структуры потока (дробление жидкой фазы).
Область эффективного действия ПАВ определяется величиной объемного расходного газосодержания в, т. е. долей газа в объеме газожидкостной смеси, и скоростью движения газожидкостной смеси исм. Эмульсионную структуру можно получить при в < 0,2 и исм > 0,5 м/с, пленочно-дисперги-рованную структуру - при в > 0,9 и исм > 3 м/с. При меньших значениях скорости смеси не достаточно энергии турбулентных пульсаций для дробления дисперсной фазы. При 0,2 < в < 0,9 имеет место естественная структура потока - пробковая и пробково-диспергированная, сопровождающиеся высокой по амплитуде пульсацией давления.
При введении в подъемник ПАВ, особенно в условиях высокого процента обводненности продукции скважины, образуются стойкие эмульсии, которые с трудом поддаются разрушению при подготовке нефти. Кроме того, для обеспечения процесса требуются либо индивидуальные на каждой скважине, либо централизованные дозировочные установки для подачи ПАВ с потоком рабочего газа в затрубное пространство. Учитывая высокую стоимость химреагентов и выше указанные недостатки, данный способ не нашел широкого применения на практике [9].
Диспергаторы устанавливаются по длине колонны НКТ через 50100 м. Это требует проведения капитального ремонта с глушением скважины, что отрицательно сказывается на состоянии призабойной зоны пласта. Возможен спуск диспергаторов на проволоке с последующим их креплением в муфтовых соединениях. Конструкция таких диспергаторов достаточно сложная. Наличие диспергаторов исключает спуск в скважину глубинных приборов, в газлифтном подъемнике создаются дополнительные гидравлические сопротивления.
Предлагается также воздействовать на жидкость с целью ее дегазации и дополнительного образования газовых пробок [8].
Сущность электрических способов заключается в создании электрических разрядов в подъемнике, при которых происходит резкое повышение температуры, вскипание жидкости и, как следствие, интенсивное образование газовой фазы. Более мелкие газовые пузырьки, сливаясь в крупные, образуют газовые пробки. Периодичность создания разрядов и их длительность определяют частоту образования газовых пробок и их длину. [3].
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ»
Северо-Кавказский федеральный университет
Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин с помощью химических реагентов
Эксплуатация низкодебитных газлифтных скважин СП «Вьетсовпетро» сопровождается рядом осложнений. В первую очередь это отложения парафина на внутренней поверхности насосно компрессорных труб, которые иногда почти полностью перекрывают проходное сечение НКТ, вызывая значительное снижение дебита. Обычно такие отложения встречаются в НКТ скважин м/р Белый Тигр до глубины 800-1000 м. [2].
Другой проблемой осложняющей эксплуатацию газлифтных скважин СП «Вьетсовпетро» является образование плотных эмульсий, вязкостью, оценочно, на порядок - два больше, чем вязкость компонентов входящих в состав эмульсии (вода и нефть). О существовании таких эмульсий свидетельствуют пробы нефти отбираемые на устье скважин. Это вязкие структурированные (аэрированные) жидкости светло-коричневого цвета консистенции майонеза. Такие эмульсии создают большие гидравлические сопротивления, которые осложняют успешную разгрузку скважины до рабочего клапана и даже при подаче газа через рабочий клапан приводят к уменьшению дебита, неэффективному расходованию компримированного газа.
В приложении приведен обзор литературных источников, в основном по материалам «Общества инженеров-нефтяников» ^РЕ), связанных с применением химических реагентов (ингибиторов парафиноотложений и деэ-мульгаторов) в мире. Сделаны практические выводы для условий СП «Вьет-совпеторо», в частности, рекомендуется:
— Постоянная подача дисперсантов, модификаторов кристаллической струкутуры парафинов и деэмульгаторов в НКТ ниже рабочего клапана.
— Для подачи реагента необходимо в компоновку ВСО низ-кодебитных газлифтных скважин включать инжекционную трубку и ингибиторный клапан.
— Для скважин с эксплуатационной колонной 140 мм рекомендуется организовать непрерывную подачу реагента через затрубное пространство.
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации скважин.. А.О. Шестерень
Библиографический список
1. Акопян, Б.А. Разработка методики расчета режимов работы периодического газлифта: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Б.А. Акопян. Москва,1989. 222 с.
2. Бикбулатов С.М., Пашали А.А. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины, Нефтегазовое дело. 2005. № 2. С. 1-12.
3. Васильев В.А., Белогорцев ПП., Гужов А.И. Определение относительной скорости газа по результатам промысловых исследований газлифтных скважин, Нефтяное хозяйство. 1986. Вып. 2. С. 58-61.
4. Васильев В.А., Белогорцев Г.П., Гужов А.И. Определение параметров работы газлифтного подъемника в режиме максимального отбора жидкости. Сборник научных трудов ВНИИ. 1986. Вып. 97. С. 48-52.
5. Васильев В.А., Белогорцев Г.П., Гужов А.И. Оптимальный дебит жидкости газлифтных скважин. Нефтяное хозяйство. 1987. Вып. 5. С. 55-59
6. Васильев В.А., Берченко В.И., Голод ГС., Шершнева Е.С. Определение относительной скорости в газлифтных скважинах. Нефтяное хозяйство. 1991. Вып. 3. С. 30-31.
7. Васильев В.А., Гунькина Т.А., Шестерень А.О. Анализ методов прогнозирования многофазных потоков. Нефтепромысловое дело. 2016. №2. С. 11-15.
8. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Нед-ра,1973. 469 с.
9. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. 826 с.
References
1. Akopyan B.A. Development of a technique for calculating the operating modes of periodic gas lift. Diss. candidate of science. Specialist. 05.15.06. Moscow, 1989.
2. Bikbulatov S. M., Pashali A.A. Analysis and selection of methods for calculating the pressure gradient in the wellbore. "Oil and gas business", 2005
3. Vasiliev V.A., Belogortsev G.P., Guzhov A.I. "Determination relative's gas velocity from results of field trials for Artificial lift wells (article) "Oil Industry", No. 2, 1986.
4. Vasiliev V.A., Belogortsev G.P., Guzhov A.I. "Determination operation's parameters of Artificial lift in the regime of maximum fluid extraction" (article) Collection of scientific works of the All-Union Scientific Research Institute, No. 97, 1986.
5. Vasiliev V.A., Belogortsev G.P., Guzhov A.I. Optimal fluid production rate of gaslift wells. (article) "Oil Industry", No. 5, 1987.
«НАУКА ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ»
.Северо-Кавказский федеральный университет
6. Vasiliev V.A., Gun'kina T.A., Shesteren' A.O. / Analysis of methods for calculating multiphase flows / "Oilfield business", No. 2, 2016.
7. Guzhov A.I. "Joint collection and transportation of oil and gas." Moscow: Nedra, 1973. 469 p.
8. Mishchenko I.T. Downhole oil production. M.: "OIL AND GAS" of the Gubkin RSU of oil and gas, 2007. 826 p.
9. Development of oil, gas and gas condensate fields. M.: Proc. for universities. Ed. Sh.K. Gimatudinov. Moscow: Nedra, 1988. 302 p.
Сведения об авторе
Шестерень Алена Олеговна, старший преподаватель ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет» (г Ставрополь, пр. Кулакова, 16/1, корпус № 16) ORCID https://orcid.org/0000-0002-8784-1798; ResearcherlD: 0-9746-2018, E-mail: [email protected]
About the authors
Shesteren Alena Olegovna, senior lecture FSAEI of HE «North-Caucasus Federal University» (Kulakova avenue, 16/1, Stavropol, Russia) ORCID https://orcid.org/0000-0002-8784-1798; ResearcherlD: 0-9746-2018, E-mail: [email protected]
