CC BY
135
УДК 622.324.5
О.В. Николаев, Г.М. Гереш, А.Н. Харитонов, С.А. Шулепин
Оптимизация диаметра лифтовых труб
на поздней стадии разработки газовых месторождений
На поздней стадии разработки газовых месторождений зачастую имеет место само-задавливание скважин водой, в связи с чем возникает вопрос о выборе технологии их дальнейшей эксплуатации. Одной из распространенных технологий является замена лифтовой колонны на трубу меньшего диаметра. Однако до сих пор не существует однозначных критериев не только для выбора величины диаметра при замене лифтовой трубы, но и для оценки целесообразности подобной процедуры в оставшийся период эксплуатации месторождения [1-3].
Поскольку современные методики расчета газожидкостных потоков (в том числе те, на которых базируются коммерческие программные продукты иностранных компаний) разрабатывались для условий, отличных от наблюдаемых на поздней стадии разработки базовых месторождений ОАО «Газпром», существующие гидродинамические модели (а следовательно, и основанные на них методики расчета) нуждаются в уточнении [4]. С этой целью в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были проведены экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в трубах диаметром от 6,2 до 15,3 см при давлении от 0,1 до 4,0 МПа и дебитах газа и жидкости, имеющих место в реальных условиях [5]. На основе экспериментальных и теоретических исследований разработана гидродинамическая модель газожидкостных потоков и усовершенствована методика расчетов технологического режима применительно к условиям эксплуатации скважин западно-сибирских месторождений на поздней стадии разработки [6-7].
В данной статье на примере отечественных разработок последних лет приводится анализ различных аспектов замены лифтовых труб, позволяющий делать вывод об эффективности этой технологии в каждом конкретном случае.
Поскольку для каждой скважины, содержащей в своей продукции жидкость, существует некоторая величина минимального дебита, при котором скважина может работать без самозадавливания, вводится понятие устойчивого дебита (т.е. по величине превышающего минимальный). С устойчивым дебитом скважина может работать неограниченно долго при фиксированных давлениях в пласте и на устье.
Соответственно введем следующие понятия:
• максимально допустимое (предельное) устьевое давление - величина давления на устье при фиксированном пластовом давлении, ниже которой обеспечивается устойчивый дебит, а при ее превышении устойчивая работа скважины невозможна;
• максимально допустимое (предельное) давление в шлейфе (или на входе в УКПГ1) - величина давления в шлейфе (на входе в УКПГ) при фиксированном пластовом давлении, ниже которой обеспечивается устойчивый дебит, а при ее превышении устойчивая работа скважины невозможна;
• минимальное (предельное) пластовое давление (для фиксированного давления на устье, в шлейфе или на УКПГ) - величина давления, при достижении которой скважина начинает задавливаться водой, а при ее превышении обеспечивается устойчивый дебит;
• предельный режим работы скважины - режим, которому соответствуют минимальный дебит, максимально допустимое давление в шлейфе и минимальное пластовое давление;
Ключевые слова:
поздняя стадия
разработки,
эксплуатация
скважин,
замена насосно-
компрессорных
труб.
Keywords:
later stage of development, well operation, replacement lifting pipes.
УКПГ - установка компримированной подготовки газа.
• устойчивый режим работы скважины - режим, при котором дебит превышает минимальный, устьевое давление меньше максимально допустимого и т.д.
На конкретном примере рассмотрим применение метода сопряженных элементов [7] к расчету режима работы скважины после замены лифтовых труб (рис. 1).
Рассмотрим случай, когда диаметр лифтовой трубы (й) изначально равен 15,0 см. В качестве исходных данных для расчета примем: длина лифтовой трубы (Ь) - 1200 м; пластовое давление (Р^) - 1,60 МПа; устьевое давление (Руст) - 1,25 МПа; водогазовый фактор (Ш) - 1 см3/м3; коэффициенты фильтрационного сопротивления а - 0,2 • 10-2 МПа2-сут/тыс. м3, Ь - 0,0002 • 10-2 (МПа-сут/тыс. м3)2.
Для сопряженных элементов технологической цепи «пласт - скважина» забой является общей точкой. На рис. 1 представлены результаты расчета забойных параметров для лифтовой трубы диаметром 15,0 см. Характеристика лифта (кривая красного цвета) пересекает индикаторную линию пласта (кривая синего цвета) в точке 1, при этом начальный дебит скважины (0 составляет 220 тыс. м3/сут. По мере снижения Рпл характеристика пласта эквидистантно перемещается вниз, вплоть до минимальной величины - 1,53 МПа (пунктирная кривая оранжевого цвета). Условие эквидистантности эквивалентно гипотезе постоян-
ства коэффициентов а и Ь во времени. По мере снижения Рпл рабочий режим будет смещаться от точки 1 к точке 2. Минимальное значение Q при этом будет составлять 155 тыс. м3/сут. При дальнейшей эксплуатации скважины в таком режиме устойчивый вынос воды обеспечиваться не будет, произойдет самозадавливание скважины водой. Если предположить, что Рпл снижается в среднем на 0,05 МПа/год, можно сделать вывод, что эксплуатация скважины будет устойчивой на протяжении 1,3 года и обеспечит бесперебойную добычу газа за этот период в объеме около 80 млн м3.
Предположим, для обеспечения дальнейшей устойчивой работы скважины принято решение об уменьшении диаметра лифтовой трубы. Рассмотрим случай, когда й = 12,8 см (см. рис. 1, кривая фиолетового цвета). Отметим, что сразу после замены лифтовой трубы рабочий дебит станет равным 145 тыс. м3/сут (точка 3); в дальнейшем по мере падения пластового давления Q будет снижаться, пока не достигнет своего минимального значения - 103 тыс. м3/сут при Рш = 1,48 МПа (точка 4). Таким образом, лифтовая труба диаметром 12,8 см позволит эксплуатировать скважину в устойчивом режиме вплоть до минимального пластового давления 1,48 МПа. Устойчивая эксплуатация продлится ориентировочно 1 год и обеспечит добычу газа в объеме около 45 млн м3.
2, тыс. м3/сут
Рис. 1. Определение технологического режима работы скважины при диаметрах лифтовой трубы 15,0 см и 12,8 см для Руст = 1,25 МПа
Назовем оптимальным по дебиту такой стандартный диаметр лифтовой трубы, который обеспечит устойчивый режим работы скважины при максимально возможном дебите и фиксированных давлениях в пласте и на устье. Для условий рассмотренного примера й = 12,8 см является оптимальным по дебиту. Такой критерий оптимальности диаметра нацелен на достижение максимальной величины устойчивого дебита после замены среди всех вариантов типоразмеров лифтовых труб, однако при этом не учитывается дальнейшее снижение пластового давления по мере извлечения газа из резервуара.
На рис. 2 представлены результаты расчетов характеристики работы скважины совместно со шлейфом в виде зависимости входного давления на УКПГ от дебита для разных типоразмеров лифтовых труб. Сопротивление шлей-
фа, определяемое выражением 0 =
Р2 - Р2
1 уст 1 УКПГ
е2
принято равным 0,0004 • 10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2 [8]. На рис. 2 наглядно показано, что величина максимально допустимого давления на УКПГ зависит от диаметра установленного лифта.
На рис. 3 изображены зависимости максимально допустимого входного давления на УКПГ (Рукпгмакс) и минимального дебита (<2мин) от диаметра лифта. Здесь же представлена зависимость максимально допустимого давления
на устье (Руст. макс) для случая, когда регулирование работы скважины осуществляется по Руст.
Анализ зависимостей показывает следующее:
• величина минимального дебита монотонно снижается с уменьшением диаметра лифта;
• существует некоторая оптимальная величина диаметра лифтовой колонны, обеспечивающая наиболее благоприятные условия устойчивой работы скважины и которой соответствует шксимум на кривой РУШГмакс = РУКПГмакс
В рассмотренном примере это 8,9 см. Экстремум на кривой давления означает, что при диаметре лифтовой колонны 8,9 см потери давления в тракте «пласт - УКПГ» минимальны.
Таким образом, лифтовая труба диаметром 8,9 см обеспечит наиболее устойчивую эксплуатацию скважины даже при некоторой флуктуации давления в шлейфе.
Это означает также, что лифтовая труба диаметром 8,9 см обеспечит наиболее полное извлечение газа из пласта при заданном входном давлении на УКПГ. Действительно, зависимость минимального предельного пластового давления (Рпж мин) от диаметра при фиксированном давлении в шлейфе имеет минимум. Этот минимум для условий рассмотренного примера имеет место также при й = 8,9 см. На рис. 4 представлены зависимости минимальных давлений для двух пластов разной
200 250 300 2, тыс. м3/сут
500
Рис. 2. Зависимости РУКПГ(0) при Рпл = 1,6 МПа для разных диаметров лифтовых труб при сопротивлении шлейфа 0 = 0,0004 • 10-2 МПа2/(тыс. м3/сут)2
16
Рис.
14
12
10
й, см
180 160 140 120
ь
- 100 |
О
- 80 ^ 60 40 20
0
4
3. Влияние диаметра лифтовой трубы на величины Руст. макс, Рукпгмакс и
при Рпл = 1,6 МПа
8
6
Рис. 4. Зависимость Рпл. мин в пластах разной продуктивности при РУКПГ = 1,0 МПа от диаметра лифтовой трубы
продуктивности (при давлении в шлейфе 1,0 МПа). Характерно, что продуктивность пласта оказывает влияние на положение минимума. Так, из рисунка следует, что с уменьшением продуктивности пласта минимум потерь давления в тракте «пласт - УКПГ» обеспечивается при меньшем диаметре.
В табл. 1 представлены сравнительные эксплуатационные характеристики двух скважин с лифтовыми колоннами одинаковой длины при разных значениях диаметров в пластах разной продуктивности.
Параметры скважин:
• скв. 1 (высокопродуктивный пласт): а = 0,2 ■ 10-2 МПа2-сут/тыс. м3;
Ь = 0,0002 ■ 10-2 (МПа2-сут/тыс. м3)2;
• скв. 2 (низкопродуктивный пласт): а = 0,5 ■ 10-2 МПа2-сут/тыс. м3;
Ь = 0,003 ■ 10-2 (МПа2-сут/тыс. м3)2.
По величинам начального и конечного пластовых давлений рассчитаны суммарная добыча газа от момента замены лифтовых труб до самозадавливания скважины (Хб) и период ее устойчивой работы (/).
Таблица 1
Эксплуатационные характеристики скв. 1 и 2 после замены лифтовых труб
(при РУКПГ = 1,0 МПа)
а, см Р пл мин* МПа Ораб в исходный момент времени, тыс. м3/сут О^ми^ тыс. м3/сут 16, млн м3 Г, лет
скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2
15,0 1,358 1,633 137 133 133 123 0 0 0 0
12,8 1,289 1,480 134 130 99 91 105 226 2,6 5,8
10,0 1,236 1,344 99 111 62 58 182 422 6,4 14,3
8,9 1,228 1,310 81 97 50 47 193 471 8,4 18,7
7,6 1,232 1,288 58 76 37 35 187 503 11,2 25,8
6,2 1,258 1,292 36 51 25 24 150 497 14,1 37,9
5,0 1,314 1,334 20 30 17 16 69 437 10,8 53,4
Согласно данным табл. 1 по скв. 1 (высокопродуктивный пласт), при РУКПГ = 1,0 МПа скважина с лифтовой колонной диаметром 15,0 см будет устойчиво работать вплоть до Рпл = 1,358 МПа, после чего начнет залавливаться (т.е. потребуется замена лифтовой трубы).
На рис. 5 и 6 представлены зависимости суммарного объема добычи газа до момента самозадавливания скважины и периода ее устойчивой работы от диаметра лифтовой трубы после ее замены для пластов разной продуктивности. Согласно рис. 5, для скв. 1
250
200 -
150 -
£ и
Я §
^ 100 ^
50
16
14
12
10
ё, см
16 14 12 10 - 8 6 4 2 0
4
Рис. 5. Зависимости производительных характеристик скв. 1 от диаметра лифтовой трубы
0
8
6
600
500 -
400 -
Н п
3 3 300 -
о й
3 ^ £ м ^ 200 -
100 -
16
14
12
10
ё, см
60
50
40
У 30 §
20
10
Рис. 6. Зависимости производительных характеристик скв. 2 от диаметра лифтовой трубы № 4 (20) / 2014
0
0
8
6
4
(высокопродуктивный пласт) при диаметре лифта 8,9 см будет обеспечен максимально возможный коэффициент извлечения газа из пласта при заданной величине давления в шлейфе (на УКПГ). Дальнейшее уменьшение диаметра лифтовой колонны приведет к потерям продукции и неоправданному увеличению периода эксплуатации скважины. Однако замену целесообразно производить на трубу диаметром 10,0 см, а не 8,9, поскольку разница в объемах добычи соизмерима с погрешностью расчетов и исходных данных и составляет всего 5 %, а период устойчивой эксплуатации при ё = 8,9 см продолжительнее на 25 %. Для скв. 2, вскрывающей малопродуктивный пласт (см. рис. 6), максимальное извлечение газа из пласта будет обеспечено при ё = 7,6 см. Однако аналогично предыдущему варианту замену целесообразно производить на трубу диаметром 8,9 см, а не 7,6.
Назовем диаметр лифтовой трубы, обеспечивающий максимально полное извлечение газа из пласта, оптимальным по объему добычи газа. Выделим также такой диаметр, который обеспечивает максимальную продолжительность устойчивой работы. Согласно данным рис. 5 и 6, для скв. 1 он равен 6,2 см; для скв. 2 - 5 см.
Таким образом, можно выделить три критерия оптимизации диаметра: по дебиту, объему добычи газа и максимальному периоду устойчивой работы скважины. В табл. 2 приведено сравнение результатов замены лифтовых колонн по данным критериям для скв. 1 и 2.
В табл. 2 отражены преимущества и недостатки каждого из критериев. Так, в первом случае оптимальный по дебиту диаметр обеспечит максимально возможный рабочий дебит скважины, причем в начальный момент времени он почти не будет отличаться от дебита до замены лифтовой трубы; извлечение газа при этом будет осуществляться максимально быстро. Однако скважина после замены труб по этому варианту будет работать только в течение сравнительно короткого периода времени, за который суммарная добыча составит лишь около половины от потенциально возможной. Для наиболее полного извлечения газа по окончании этого периода необходимо будет принимать решение о дальнейшем изменении технологии ее эксплуатации, требующей дополнительных затрат. Во втором случае оптимальный по объему добычи диаметр обеспечит значительно более полное (в 2 раза) извлечение газа без дополнительных затрат, однако при этом дебит газа будет существенно меньше, и добыча займет значительно больший период времени. В третьем случае, обеспечивающем максимально возможный период устойчивой работы скважин, дебиты и объемы добычи будут существенно меньше, чем в первых двух вариантах. Качественное сравнение последствий выбора критерия оптимизации диаметра лифтовых труб представлено в табл. 3. Из изложенного следует, что выбор критерия замены лифтовой трубы должен определяться не только технико-технологическими, но и технико-экономическими факторами.
Таблица 2
Параметры работы скв. 1 и 2 после замены лифтовых труб по разным критериям
оптимизации диаметра
Критерий выбора диаметра лифтовой колонны драб в исходный момент времени, тыс. м3/сут хе, млн м3 Г, лет
скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2 скв. 1 скв. 2
До замены 137 133 0 0 0 0
1. Дебит 134 130 105 226 2,6 5,8
2. Объем добычи 99 97 182 471 6,4 18,7
3. Продолжительность работы 45 31 150 415 13,8 54
Таблица 3
Сравнение результатов выбора критерия оптимизации диаметра лифтовых труб
Параметры работы скважины после оптимизации Критерий оптимизации диаметра лифтовой трубы
дебит объем добычи продолжительность работы
Рабочий дебит Максимальный Средний Минимальный
Объем добычи Минимальный Максимальный Средний
Период устойчивой работы Минимальный Средний Максимальный
Таблица 4
Распределение скважин по диаметру лифтовых труб с учетом замены на прогнозный
период (% от действующего фонда)
d, см 2010 г. 2015 г. 2025 г.
15,3 80 25 11
10,0 18 48 41
8,86 2 14 28
7,59 0 11 13
Неработающие 0 2 7
Поскольку давление в шлейфе может изменяться в некотором диапазоне значений (например, в связи с сезонной неравномерностью отборов), при приближении пластового давления к своему критическому значению (с точки зрения устойчивой работы скважины) могут наблюдаться случаи преждевременного самоза-давливания скважины, связанные с некоторым повышением давления в шлейфе. Негативные последствия таких явлений целесообразно упреждать, производя замену лифтовой колонны при давлении в пласте несколько большем, чем предельное минимальное. Если флуктуации давления в шлейфе составляют, например, +0,05 МПа, то во избежание риска самозадав-ливания скважины замену лифта целесообразно провести при пластовом давлении, приблизительно на 0,05 МПа превышающем предельное минимальное.
Обращает на себя внимание тот факт, что после смены лифтовой трубы из низкопродуктивного пласта можно добыть газа существенно больше, чем из высокопродуктивного (при одном и том же объеме дренирования). Так, если суммарная добыча газа из низкопродуктивного пласта составит 471 млн м3, то из высокопродуктивного - всего 182 млн м3 (см. рис. 5, 6 и табл. 2). Это объясняется тем, что смена лифтовой колонны в низкопродуктивном пласте должна осуществляться при более высоком пластовом давлении, чем в высокопродуктивном. Тем не менее, конечная газоотдача высокопродуктивного пласта выше, чем низкопродуктивного (в условиях рассмотренного примера - приблизительно на 35 млн м3).
Представленная усовершенствованная методика дает возможность в каждом конкретном случае оценить результативность замены лифтовой трубы, а также определить наиболее эффективную величину ее диаметра.
На примере одного из крупных месторождений в табл. 4 приведены потребности в смене лифтовых труб в ходе дальнейшей разработ-
ки (до 2025 г.). При расчетах было принято, что пластовое давление снижается на 0,05 МПа за год, давление на УКПГ - на 0,02 МПа за год, вследствие ремонтных работ по замену лифтовых труб продуктивность пласта ухудшается на 30 %. В табл. 4 отражено, что к концу расчетного периода основной типоразмер лифтовых труб (15 см) будет установлен на 11 % скважин, а 7 % скважин вообще не будут функционировать по причине их самозадавливания.
В заключение отметим, что замена лифтовых труб является эффективным методом обеспечения устойчивой работы скважин сено-манских залежей месторождений Тюменской области на завершающей стадии разработки. Подавляющее большинство скважин нуждаются в смене лифтовых колонн на меньший диаметр. Для достижения наилучших технико-экономических показателей авторы рекомендуют осуществлять эти мероприятия с некоторым упреждением момента их самозадавливания.
В то же время следует отметить, что вывод о целесообразности замены лифтовых труб в каждом конкретном случае необходимо делать после анализа всех возможных технологий, традиционно применяемых на поздней стадии разработки, таких как газлифт, плунжерный лифт, добавки ПАВ и др.
Список литературы
1. Ахмедов Б.Г. Выбор диаметров лифтовых колонн эксплуатационных скважин для залежей с резко неоднородными коллекторами / Б.Г. Ахмедов, С.Н. Бузинов, В.Н. Чельцов. -М.: ВНИИЭГазпром; ЭИ «Газовая промышленность», 1979. - Вып. 2. - С. 14-17. -(Серия «Геология, бурение и разработка газовых месторождений»).
2. Гереш Г.М. Проблемы формирования технологических режимов газовых промыслов на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона / Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко,
Л.Н. Евликова и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 1. - С. 24-27.
3. Бузинов С.Н. Технология эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений: обз. инф. / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш. - М.: Газпром экспо, 2013. - 68 с.
4. Брилл Дж.П. Многофазный поток в скважинах / Дж.П. Брилл, Х. Мукерджи. - М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -384 с.
5. Тер-Саркисов Р.М. Новый этап в изучении газожидкостных потоков в вертикальных трубах / Р. М. Тер-Саркисов, Р.С. Сулейманов, С.Н. Бузинов и др. // Газовая промышленность. - 2006. - № 3. - С. 64 - 67.
References
1. Akhmedov B.G. Selection of diameters of development well lift strings for deposits with extremely heterogeneous reservoirs / B.G. Akhmedov, S.N. Buzinov, V.N. Cheltsov. -Moscow: VNIIEGazprom; E.I. «Gas Industry», 1979. - Iss. 2. - P. 14-17. - (Series «Geology, drilling and exploitation of gas fields»).
2. Geresh G.M. Problems of formation of gas field process modes at fields of the Nadym-Pur-Taz region / G.M. Geresh, Yu.E. Doroshenko, L.N. Evlikova et al. // Gas Industry. - 2012. -№ 1. - P. 24-27.
3. Buzinov S.N. Technology of well operation at the latest field development stage: information review / S.N. Buzinov, G.M. Geresh. - Moscow: Gazprom Expo, 2013. - 68 p.
4. Brill J.P. Multiphase flow in wells / J.P. Brill, H. Mukherjee. - Moscow; Izhevsk: Institute of Computer Studies, 2006. - 384 p.
6. Бузинов С.Н. Расчет потерь давления в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш, С.А. Бородин и др. // Газовая промышленность. - 2011. - № 12. - С. 18-21.
7. Бузинов С.Н. Методика расчетов технологического режима работы газовых скважин на поздней стадии разработки / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш, О.В. Николаев и др. // Газовая промышленность. - 2012. -С. 17-25.
8. Бузинов С.Н. Влияние шлейфа на работу обводненной газовой скважины / С.Н. Бузинов, Г.М. Гереш, О.В. Николаев и др. // Газовая промышленность. - 2013. - Спецвыпуск. -
С. 87-89.
5. Ter-Sarkisov R.M. New stage in the study of gas-fluid flows in vertical pipes / R.M. Ter-Sarkisov, R.S. Suleymanov,
S.N. Buzinov et al. // Gas Industry. - 2006. -№ 3. - P. 64-67.
6. Buzinov S.N. Calculation of pressure losses in gas wells at the latest stage of field development / S.N. Buzinov, G.M. Geresh, S.A. Borodin et al. // Gas Industry. - 2011. - № 12. - P. 18-21.
7. Buzinov S.N. Methodology of calculation of the gas well process work mode at the latest development stage / S.N. Buzinov, G.M. Geresh, O.V. Nikolaev et al. // Gas Industry. - 2012. -
P. 17-21.
8. Buzinov S.N. Flowline impact on the flooded gas well operation / S.N. Buzinov, G.M. Geresh, O.V. Nikolaev et al. // Gas industry. - 2013. -Special issue. - P. 87-89.
