CC BY
0TECHNICAL SCIENCES
ОСВОЕНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН НОВЫМ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ СПОСОБОМ
Алиева О.А
Азербайджанский Государственный Университет Нефти и Промышленности
Кафедры «Нефте-газовая инженерия»
COMPLETION OF GAS LIFT WELLS BY A NEW TECHNOLOGICAL METHOD
Alieva О.А.
Oil Gas Engineering Department (Azerbaijan State Oil and Industrial University)
Аннотация
Текст аннотации- В статье подробно изложено освоение газлифтных скважин новым технологическим способом. Одновременно дано объяснение невозможности освоения этих скважин существующими способами. В статье всесторонне объяснены преимущества освоения газлифтных скважин новым технологическим способом по сравнению с существующими способами освоения.
Abstract
In the article completion of gas lift wells by a new technological method has been described in detail. At the same time explanation of impossibility of completion of these wells by the existing completion methods is given. Advantages of completion of gas lift wells by a new technological method in comparison with existing completion methods have been shown in the article.
Ключевые слова: лифтовые трубы, газлифтные клапаны, пенная система, технологический способ
Keywords: elevator pipes, gas-lift valves, foamy system, technological method
Для освоения добывающих скважин, в неё спускают однорядные лифтовые трубы до забойного фильтра, после герметизации устья скважины посредством фонтанной арматуры заменяют жидкость большей плотности в скважине с жидкостью малой плотности, а далее ее заменяют газом.
А при спуске в скважину двухрядных лифтовые трубы, после герметизации устье скважины посредством фонтанной арматуры, заменяя жидкость большей плотности с жидкостью малой плотности, осуществляется способ освоения скважины подачей газа в кольцевое пространство. Важным моментом при спуске лифтовых труб, является правильное расположения клапанов в ней глубину газ-лифтных клапанов определяют расчетным путем. Эти расчеты соответствуют для вертикальных скважин. По механизму действия, при подаче газа в кольцевое пространство скважины уровень жидкости там падает вниз сверху до первого газлифтного клапана. Сначала столб жидкости там вытесняется во внутрь газлифтных труб и напором газа выходит со скважины. В это время первый клапан закрывается, и столб жидкости находящийся в затрубном пространстве через второго газлифтного клапана вытесняясь во внутрь труб выходит со скважины. Этот процесс повторяется в третьем, четвертом и последующем клапанах до тех пор, когда начинается приток из пласта к скважине и освоение скважины доводится до конца. Этот технологический процесс можно применять в вертикальных скважинах. Потому что, в вертикальных скважинах в лифтовых трубах вытеснение жидкости газом и вывод со скважины протекает поршне образно.
В связи с этим, при движении вверх, газ односторонне скользя выходит со скважины с большей
скоростью и не может с собой поднять жидкость. Поэтому, осуществление освоении скважины несколько осложняется.
С этой целью в условиях низкого пластового давления для повышения эффективности освоения газовых скважин использование пенной системы более выгодно, с помощью новой технологической схемы.
Ее можно осуществить следующим способом.
Вместе с однорядными лифтовыми трубами (1) в скважину спускаются жидкостно-газовые смесители. После герметизации устья скважины фонтанной арматурой при открытом положении задвижек (3;4), расположенных в манифольде и в затруб-ном пространстве в скважину закачивается газ (5) и пенообразующий реагент (6). При проходе через жидкостно-газовых смесителей из них образуется пенная система, сначала заполняет лифт и затем, проходя через башмак, входит в затрубное пространство. Пенная система, проникающая в затруб-ное пространство постепенно вытесняя жидкость оттуда выводит со скважины и заполняя скважину создает циркуляцию (7) пенной системы. В этом случае посредством регулирования, забойное давление снижается ниже пластового давления и начинается приток (8) из пласта к скважине. После установления разработку пласта, прекращается подача газа и реагента в лифт и направление циркуляции в скважине изменяется, газ подается в затрубное пространство, а скважина эксплуатируется через лифт. После доведения освоения скважины до конца, ее включают в эксплуатацию (смотри рис.1).
Ниже представлены примеры освоения скважин газлифтным способом на морских месторождениях Азербайджана, предложенным методом.
При проведении освоение этих скважин существующими способами, возникает ряд проблем, приводящей к потери эффективности их (например, при спуске башмака колонны лифтовых труб ниже
динамического уровня необходимо несколько раз осуществить добавку лифты, труб) это с одной стороны опасно, с другой стороны приводит большим потерям времени
Рис.1. Новая технологическая схема освоения и эксплуатации добывающих скважин
Рассмотрим освоение скважин новым технологическим способом на примерах:
Пример 1. На основе нижеследующих параметров газлифтной скважины №188, используя предложенный способ, включить в план освоения скважины: интервал фильтра 4740-4707 м, пластовое давление 19,0 МПа, угол наклона ствола скважины от вертикали 13°, проницаемость пласта -0,035 мкм2, глубина спуска колонны НКТ - 2900 м, в том числе 2,5" НКТ - 1600 м, 4" НКТ -1300 м, давление газовой сети - 7,0 МПа (таблица 1). Освоение скважины проводится по технологии, показанной в примере и в это время жидкостно-газовые смеси распределяются таким образом: № 1 на устье скважины, №2- на глубине 500 м, №3- на глубине 1100 м, №4 - на глубине 2000 м, №5-3090 м глубине. Расход времени при освоении скважины составляет 11часов.
Пример 2. На основе нижеследующих параметров газлифтной скважины № 189 для осуществления его освоения предложенным способом были учтены эти параметры: эксплуатационный горизонт VIII, фильтр 4116-4083 м; пластовое давление -17,0 МПа, угол наклона ствола скважины - 6,5°, проницаемость пласта - 0,03 мкм 2 ,давление газа в сети -7,0 МПа (таблица 1).
В соответствии с новой технологической схемой однорядная колонна лифтовых труб спускается
на глубину 3700 м, в этом случае 2,5" НКТ -2620 м, и 4"НКТ-1080 м соответственно, а жидкостно-газо-вые смесители размещаются с такой последовательностью: № 1 - на устье скважины, № 2- на глубине 400 м, № 3-1080 м, № 4-2200 м, № 5-3690 м. После сбора устьевого оборудования в необходимом порядке, лифтовые трубы соединяются с газовой линией и с линией реагента. На основе расчета начинается подача газа и раствора реагента в лифт. Образованная пена, сначала проходя в лифт, а затем - в затрубное пространство, заполняя скважину, создает циркуляцию. В это время, регулируя количество закачиваемого газа и раствора реагента, создается приток из пласта к скважине. После этого, изменяя направление потоков подаваемого в скважину и выходящего со скважины доводится до конца процесс освоения скважины и она вводится в эксплуатацию. По расчету освоенные скважины доводятся до конца в течение 10 часов. Отчеты освоения показанных скважин существующим и предложенным новым способами приведены в форме сравнивания в таблице 1.
Таким образом, в условиях низкого пластового давления для повышения эффективности освоения газовых скважин, использование пенной системы более выгодно с помощью новой технологической схемы.
Таблица 1
Показатели освоения скважины Существующим способом Новым способом
Скважина №188
1. Эксплуатационный горизонт ФЛД ФЛД
2. Фильтр, м 4740 - 4707 4740 - 4707
3. Наклонность скважины, градус 13 13
4. Пластовое давление, МПа 19 19
5. Длина однорядно, НКТ(2,5"х4" НКТ),м 2200+400=2600 2200+900=3100
после первого добавления 2200+550=2750
после второго добавления 2200+700=2900
после третьего добавления 2200+850=3050
после четвертого добавления 2200+850=3050
6. Пусковое давление, МПа 7 7
7. Жидкостно-газовых смесителей -
Глубина размещения, м , № 1 - На устье скважины
№ 2 - 500
№ 3 - 1100
№ 4 - 2000
№ 5 - 3090
8. Время освоения скважин, час 216 11
Скважина № - 189
1. Эксплуатационный горизонт VIII VIII
2. Фильтр, м , 4116-4083 4116-4083
3. Наклонность скважины, градус 6.5 6,5
4. Пластовое давление, МПа 17 17
5.Длина однорядно, НКТ (2,5"х4"НКТ), м 2620+440=3060 2620+1080=3700
после первого добавления 2620+590=3210
после второго добавления 2620+740=3360
после третьего добавления 2620+890=3510
после четвертого добавления 2620+890=3510
6. Пусковое давление, МПа 7 7
Глубина размещения, м , №1 - На устье скважины
№ 2 - 400
№ 3 - 1080
№ 4 - 2200
№ 5 - 3690
8. Время освоения скважин, час 240 10
Список литературы 1. Нуриев Н.Б. "Борьба с осложнениями при газлифтной добычи нефти", учебник, Баку, 2006, 192 с.
2. Салаватов Т.Ш., Исмаилов Ф.С., Османов Б.А. "Технология скважинной добычи нефти", учебник, Баку, 2012, 538 с.
3. Мираламов Г.Ф., Исмаилов Г.Г. "Трубопроводный транспорт нефти и газа", учебник, Баку, 2010, 506 с.
