CC BY
44ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.279.6
М.А. Сулейманов1, e-mail: [email protected]; А.Э. Федоров1, e-mail: [email protected]; О.А. Цой1, e-mail: [email protected]
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Повышение эффективности эксплуатации газовых скважин путем использования устьевых газоструйных аппаратов
В статье проанализирован опыт применения газоструйных аппаратов на газоконденсатном месторождении в целях поддержания искусственного фонтанирования скважины. Газоструйный аппарат был подобран по авторской методике. В качестве рабочего потока использовался газ со скважины-донора с устьевым давлением, превышающим линейное давление в системе сбора и подготовки скважинной продукции, в качестве пассивного потока - скважина-акцептор с устьевым давлением ниже линейного.
Рассмотрен механизм снижения устьевого давления, позволяющий продлить время фонтанирования скважины. Приведены параметры работы скважины-донора и остановочные параметры скважины-акцептора. Отмечено, что в целях сохранения технологических параметров скважины-донора диаметр критического сечения рабочего сопла эжекторной системы выбирался равным диаметру штуцера.
Приводятся данные, согласно которым в результате применения методики на месторождении получен дополнительный приток газа и газового конденсата, составивший 58,9 тыс. м3/сут и 2,4 т/сут соответственно. Сделан вывод, что применение газоструйного аппарата позволило также обеспечить вынос жидкости с забоя скважины в целях предотвращения самозадавливания.
В статье также представлены результаты модельных стендовых испытаний, при проведении которых для правильного переноса фактических режимов работы аппарата в расчет принимались такие параметры, как отношение давления рабочего потока к давлению пассивного потока, отношение диаметра камеры смешения к диаметру сопла, а также конструктивные параметры рабочего сопла и камеры смешения. Испытания продемонстрировали хорошую совместимость методики подбора струйного аппарата с фактическими данными. Однако отмечено, что в настоящее время скважины работают не в оптимальном режиме: коэффициент полезного действия составляет 8-10 % при возможных 20-25 %.
Даны рекомендации для дальнейшего внедрения устьевых струйных аппаратов.
Ключевые слова: газоструйный аппарат, газовая скважина, снижение устьевого давления, скважина-акцептор, скважина-донор, дебит газа, линейное давление, газоконденсатное исследование, обводненность.
M.A. Suleymanov1, e-mail: [email protected]; A.E. Fedorov1, e-mail: [email protected]; O.A. Tsoy1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Improving the Efficiency of Gas Well Exploitation Through the Use of Gas Ejection Unit
The article analyzes the experience of using gas ejection unit in a gas condensate field in order to maintain artificial well flowing. The gas ejection unit was selected according to the author's technique. Gas from a donor well with a casing head pressure exceeding the linear pressure in the system of well products collection and treatment was used as a working stream, and an acceptor well with a casing head pressure below the linear pressure was used as a passive stream. A casing head pressure reduction mechanism is considered, which allows extending the time of well flowing. The parameters of the donor well and shutdown parameters of the acceptor well are given. It was noted that in order to maintain the technological parameters of the donor well, the diameter of the critical section of the working nozzle of the ejector system was chosen equal to the diameter of the nozzle.
20
№ 1-2 февраль 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Data are presented according to which, as a result of applying the methodology, an additional inflow of gas and gas condensate was obtained at the field, which amounted to 58.9 thous. m3/day and 2.4 t/day, respectively. It was concluded that the use of a gas ejection unit also made it possible to ensure the removal of fluid from the bottom of the well in order to prevent self-jamming.
The article also presents the results of model bench tests, during which, for the correct transfer of the actual operating modes of the apparatus, parameters such as the ratio of the working pressure to the pressure of the passive flow, the ratio of the diameter of the mixing chamber to the diameter of the nozzle, and also the design parameters of the working nozzle and mixing chambers. Tests have shown good compatibility of the technique of selecting an inkjet apparatus with actual data. However, it is noted that currently the wells are not operating in the optimal mode: the efficiency is 8-10% with a possible 20-25%.
Recommendations are given for the further implementation of wellhead jet apparatuses.
Keywords: gas ejection unit, gas well, casing head pressure decrease, acceptor well, donor well, gas flow rate, flow line pressure, gas condensate study, water cut.
На сегодняшний день компаниям,разрабатывающим месторождения нефти и газа, приходится сталкиваться с комплексом проблем, зачастую приводящим к тому, что скважины длительное время находятся в простое. Одной из таких проблем является высокое линейное давление в системе сбора и подготовки скважинной продукции, обусловленное необходимостью транспортировки добываемой продукции по протяженным промысловым трубопроводам. В то же время снижение линейного давления в системе сбора влечет за собой изменение как технологии подготовки продукции, так и режима работы всего фонда скважин и требует дополнительного финансирования. Данная проблема весьма актуальна в случае, когда фонтанирующая скважина вследствие истощения пластового давления (а следовательно, снижения устьевого давления) переходит в бездействующий фонд из-за высокого линейного давления.
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ УСТЬЕВОГО ДАВЛЕНИЯ
Известно несколько способов повышения устьевого давления скважины при низком буферном давлении, таких как:
• установка винтовых или электроцентробежных насосов (ЭЦН);
• изменение диаметра трубопровода от устья до пункта подготовки сква-
жинной продукции в целях снижения гидравлического сопротивления; • использование струйных аппаратов и т. д.
Установка винтовых
или электроцентробежных насосов
Винтовые насосы и ЭЦН требуют создания инфраструктуры начиная от подвода электроэнергии к устью скважины и заканчивая установкой блока управления. К числу недостатков данного метода относится ограничение на содержание газовой фазы в скважинной продукции, которое не позволяет использовать винтовые и электроцентробежные насосы для снижения устьевого давления на газовых и газоконденсат-ных месторождениях или на нефтяных скважинах с газлифтным способом эксплуатации.
Изменение диаметра трубопровода
Изменение диаметра трубопровода незначительно снижает устьевое давление и является самым ресурсозатрат-ным из всех перечисленных методов, что экономически неэффективно. Поэтому весьма актуальным является использование струйных аппаратов.
Использование струйных аппаратов
В общем случае струйные аппараты можно разделить на два типа: гидроструйные, где рабочим потоком являет-
ся жидкость, и газоструйные с высоконапорным газом. Но, как и предыдущие варианты, данная технология имеет свои недостатки, в числе которых необходимость создания высокого напора рабочего агента и низкий коэффициент полезного действия высоконапорных аппаратов, не превышающий 30 % [1]. Их преимуществами являются отсутствие движущихся деталей и работоспособность по откачке жидкостей с высоким содержанием свободной газовой фазы. Источником рабочего потока могут быть жидкость или газ с системы поддержания пластового давления, газ при газлифтном методе эксплуатации или продукция из соседних скважин с устьевым давлением, в несколько раз превышающим линейное. Есть множество работ, посвященных промысловому использованию гидроструйных аппаратов [2-4], несколько меньше исследований рассматривает использование газоструйных аппаратов [5, 6]. Однако использование первых в большинстве случаев невозможно на газовых и газоконденсатных месторождениях в силу особенностей системы подготовки скважинной продукции: система не справится с огромным количеством жидкой фазы. Поэтому предлагается использовать для снижения устьевого давления, а следовательно, искусственного фонтанирования газовых и газоконденсатных месторожде-
Ссылка для цитирования (for citation):
Сулейманов М.А., Федоров А.Э., Цой О.А. Повышение эффективности эксплуатации газовых скважин путем использования устьевых газоструйных аппаратов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 1-2. C. 20-28.
Suleymanov M.A., Fedorov A.E., Tsoy O.A. Improving the Efficiency of Gas Well Exploitation Through the Use of Gas Ejection Unit. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(1-2):20-28. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2020
21
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Газоструйный аппарат Gas ejection unit
Смесь продукции двух скважин Mixture of products of two wells P=P =P
Система сбора Gathering system
Продукция скважины с высоким устьевым давлением Production of well with high pressure in the wellhead
0 = 4.
ттттттттттттттттггттттттттттттл
Скважина-донор Donor well
Продукция обводненной газовой скважины Production of a wet
gas well p = pm
np
Q = Q„„
/7777777777777777777777777777777
Скважина-акцептор Acceptor well
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема эжекторной системы:
P - давление, МПа; Pc - давление смеси на выходе из аппарата, МПа; P< - линейное давление, МПа; Pp - давление рабочего потока, МПа; Qp - расход рабочего потока, тыс. м3/сут; P - давление пассивного потока, МПа; - расход пассивного потока, тыс. м3/сут Fig. 1. Schematic diagram of the ejector system:
P - is the pressure, MPa; Pc - pressure of the mixture at the outlet of the unit, MPa; P< - linear pressure, MPa; Pp - pressure of the working stream, MPa; Qf - flow rate, thous. m3/day; P - pressure of the passive flow, MPa; - passive flow rate, thous. m3/day
Таблица 1. Технологические параметры работы скважины-донора Table 1. Technological parameters of the donor well
Диаметр штуцера, мм Connecting pipe diameter, mm Буферное давление P6^, кг/см2 Casing head pressure P^, kg/cm2 Дебит газа Qr, нм3/сут Gas flow rate Qr, Nmc/day
8 86 97,1
10 82 139,2
12 75 172,9
Таблица 2. Остановочные параметры скважины-акцептора Table 2. Stopping parameters of the acceptor well
Диаметр штуцера, мм Connecting pipe diameter, mm Буферное давление Рбуф, кг/см2 Casing head pressure P6^, kg/ cm2 Дебит газа Qr, нм3/сут Gas flow rate Qr, Nmc/day Дебит стабильного конденсата Q™, т/сут Stable condensate flow rate Q™, t/day Линейное давление P>, кг/см2 Flow line pressure P>, kg/cm2
10 38,0 61,6 8,2 34,0
ний газоструйные технологии. Стоит отметить, что в ходе использования устьевого струйного аппарата увеличивается скорость потока газа в скважине, обеспечивая вынос жидкости с забоя и тем самым предотвращая самозадав-ливание скважины.
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОСТРУЙНЫХ АППАРАТОВ НА ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Принципиальная технологическая схема эжекторной установки сниже-
ния устьевого давления представлена на рис. 1.
В качестве рабочего потока использовался газ со скважины-донора с высоким устьевым давлением, превышающим линейное давление в системе сбора и подготовки скважинной продукции, в качестве пассивного потока - скважина-акцептор с устьевым давлением ниже линейного. При использовании газа с высоким давлением скважины-донора в качестве рабочего потока на приеме газоструйного аппарата, как и на устье скважины-акцептора,
создается разрежение. Снижение устьевого давления позволяет искусственно продлить время фонтанирования скважины. Газоструйный аппарат был подобран по авторской методике [5], разработанной в рамках экспериментальных исследований, исходя из технологических параметров. Параметры работы скважины-донора и остановочные параметры скважины-акцептора представлены в табл. 1 и 2. Для того чтобы работа скважины-донора, т. е. технологические параметры, не нарушалась, диаметр критического
22
№ 1-2 февраль 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Таблица 3. Параметры работы скважины после установки эжекторной системы Table 3. Well operation parameters after installation of the ejector system
Параметры Parameters Скважина-донор Donor well Скважина-акцептор Acceptor well
Дебит газа Qr, тыс. м3/сут Gas flow rate Qr, thous. m3/day 133,4 58,9
Дебит газового конденсата 0гк, т/сут Gas condencate flow rate 0гк, t/day 3,9
Обводненность, % Water cut, % 5,5
Линейное давление Рл, МПа Line pressure P, MPa 3,65 3,65
Буферное давление Рбуф, кг/см2 Casing head pressure Рбуф, kg/cm2 7,1 3,02
сечения рабочего сопла эжекторной системы выбирался равным диаметру штуцера (табл. 1). В таком случае сопло в эжекторной системе будет выполнять роль штуцера на обычной скважине. После стабилизации параметров работы обеих скважин произведен замер дебитов (табл. 3).
Прирост добычи газа составил 58,9 тыс. м3/сут, газового конденсата - 2,4 т/сут. Результаты промысловой апробации
газоструйной технологии (динамика технологических параметров скважины-акцептора и скважины-донора) представлены на рис. 2. После установки газоструйного аппарата и снижения буферного давления низконапорной газовой скважины-акцептора на 0,63 МПа ниже линейного давления произведен запуск скважины-акцептора в работу из бездействия без нарушения технологического режи-
ма работы газовой скважины-донора, в результате чего:
• продлено искусственное фонтанирование скважины-акцептора;
• получен дополнительный приток газа и конденсата (рис. 3);
• обеспечен вынос жидкости с забоя скважины для предотвращения само-задавливания.
Дебит скважины-акцептора держится на относительно постоянном уровне
N1|>
МОСКОВСКИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
КОНФЕРЕНЦИИ
2020
Встречи нефтяников и газовиков с поставщиками и подрядчиками
г. Москва, ул. Тверская, д. 22, отель Intercontinental
20 февраля Инвестэнерго
Инвестиционные проекты в электроэнергетике
Обзор инвестиционных проектов и модернизация российской электроэнергетики, вопросы материально-технического обеспечения в отрасли, практика закупочной деятельности в крупнейших российских компаниях
10 сентября Нефтегазопереработка
Модернизация производств для переработки нефти и газа
Вопросы модернизации нефтеперерабатывающих и нефтехимических мощностей, проблемы взаимодействия с лицензиарами, практика импортозамещения, современные модели управления инвестиционными проектами, стандарты и требования безопасности
17 марта Нефтегазснаб
Снабжение в нефтегазовом комплексе
Конференция собирает руководителей служб материально-технического обеспечения нефтегазовых компаний. Обсуждается организация закупочной деятельности, практика импортозамещения, оплата и приемка поставленной продукции, информационное обеспечение рынка
29 октября Нефтегазсервис
Нефтегазовый сервис в России
Традиционная площадка для встреч руководителей геофизических, буровых предприятий, а также компаний, занятых ремонтом скважин. Подрядчики в неформальной обстановке обсуждают актуальные вопросы со своими заказчиками - нефтегазовыми компаниями
28 мая Нефтегазстрой
Строительство в нефтегазовом комплексе
Формирование цивилизованного рынка в нефтегазовом строительстве, практика выбора строительных подрядчиков, создание российских ЕРС-фирм, увеличение доли российских компаний на нефтегазостроительном рынке, расценки и порядок оплаты проводимых работ
8 декабря Нефтегазшельф
Подряды на нефтегазовом шельфе
Заказчиками оборудования выступают «Газпром нефть», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром флот» и другие крупные компании. В условиях введения экономических санкций необходимо быстро освоить производство жизненно важного оборудования, в первую очередь запасных частей
I Новые встречи — новые возможности!
| Телефоны:+7(495) 51 4-58-56,514-44-68; факс: +7 (495) 788-72-79; [email protected];n-g-k.ru
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
а) a)
65 f 60 > 55 50 45
1 . /п
I ,л чи
r| 35 I 30
' а
L 2 25 i g 20 ' ' 15 10
46
é ,1>
Установка газосгруйного аппарата Gas ejection unit
^ ^ ^ Л* о«?' n^ Л*
«гФ
A* Л* „<£»
n^ A* Л*
4,05 3,65 3,24 2,84 2ЛЗ
„^ ^ ^
2,03
Газоконденсатные исследования
1 Газоконденсатные исследования
2 Газоконденсатные исследования
3 Газоконденсатные исследования
Gas condensate studies 05.04.2016 Gas condensate studies 30.12.2017 Qr - 61,7 тыс. м3/сут (thous. m3/day) Qr - 58,9 тыс. м3/суг (thous. m3/day) Qt - 8,2 т/суг (t/day) i( - 2,4 т/суг (t/day)
P - 4,78 МПа (MPa) P - 3,02 МПа (MPa)
- 3/45 МПа (MPa) P - 3,55 МПа (MPa)
Обводненность(water cut) 0 %
Gas condensate studies 29.01.2018 Gas condensate studies 27.02.2018
Qr - 46,6 тыс. м3/сут (thous. m3/day) Qr - 52,9 тыс. м3/суг (thous. m3/day)
q[ - 3,9 т/сут (t/day) Qr - 3,0 т/сут (1/day)
Py - 2,96 МПа (MPa) P - 3,19 МПа (MPa)
P„ - 3,68 МПа (MPa) P - 3,65 МПа (MPa)
Обводненность (water cut) 0 % Обводненность (water cut) 5,5 %
4 Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 24.03.2018 Qr - 51,9 тыс. м3/суг (thous. m3/day) QK - 2,7 т/сут (t/day) Py - 3,14 МПа (MPa) P - 3,55 МПа (MPa) Обводненность (water cut) 5,5 %
5 Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 06.06.2018 Qr - 51,9 тыс. м3/сут (thous. m3/day) 0,-2,2 т/суг (t/day) Py - 3,14 МПа (MPa) P - 3,54 МПа (MPa) Обводненность (water cut) 5,5 %
6 Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 29.07.2018 Qr - 45,0 тыс. м3/сут (thous. m3/day) QK -1,5 т/суг (t/day) Py - 3,17 МПа (MPa) P„ - 3,55 МПа (MPa) Обводненность (water cut) 5,5 %
65
f 60
> 55 1 50
> 45 Л 40
1 35
n 30
cu
£ 25
i 20 15
I 10
£ 5
Установка газоструйного аппарата Gas ejection unit
Ъ.—)à
Диаметр сопла dc = 10 ми Nozzle diameter d = 10 mm
t? V V
S- VЖ
«5* A*
Диаметр сопла dc = 8 мм Nozzle diameter d= 8 mm
^ ^ A*
a"* ^ A* A*
a"* A* A* A"*
8,11 7,09 6,08 5,07 4,05 3,04 2,03
r,y
<U «Л § gj
1 Газоконденсатные исследования 2 Gas condensate studies 19.10.2017 Qr - 133,4 тыс. м3/сут (thous. m3/day) Qt - 0,0 т/сут (1/day) P - 7,62 МПа (MPa)
Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 30.01.2018 Qr - 125,8 тыс. м3/суг (thous. m3/day) Qt - 0,0 т/суг (t/day) P - 7,01 МПа (MPa)
3 Газоконденсатные исследования 4 Gas condensate studies 28.02.2018 Qr - 117,6 тыс. м3/сут (thous. m3/day) Qt - 0,0 т/сут (t/day) Py - 6,96 МПа (MPa)
Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 19.03.2018 Qr - 86,2 тыс. м3/сут (thous. m3/day) Qt - 0,0 т/сут (1/day) Py - 7,22 МПа (MPa)
5 Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 06.06.2018 Qr - 83,1 тыс. м3/сут (thous. m3/day) QK - 0,0 т/сут (t/day) P - 7,17 МПа (MPa)
б Газоконденсатные исследования Gas condensate studies 29.07.2018 Qr - 66,2 тыс. м3/сут (thous. m3/day) 0,-0,0 т/сут (1/day) Py - 7,11 МПа (MPa)
-•- Дебит газа Qr, тыс. м3/сут
Gas flow rate Qr, thous. m3/day — Дебит конденсата Qt т/сут Condencate production rate 0^
-•- Устьевое давление P^ МПа Casing head pressure P^ MPa — Линейное давление Py МПа Flow line pressure Py MPa
Рис. 2. Результаты промысловой апробации газоструйной технологии. Динамика добычи: а) скважины-акцептора; б) скважины-донора
Fig. 2. The results of field testing of gas-ejection technology. Production dynamics: a) acceptor well; b) donor well
24
№ 1-2 февраль 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
КЛЮЧЕВОЕ СОБЫТИЕ ОТРАСЛИ:
в центре внимания, в центре Москвы
20-я международная выставка
НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ФОРУМ
14-15 апреля 2020
Москва, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР»
www.oilandgasforum.ru
13-16 апреля 2020
Москва, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР» www.neftegaz-expo.ru
Реклама
АЙЯВ— ж М |£рг @ ТА я^з™^
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
140
5 120
Oes
ГО го
100
80
70
60
50
40
3 5 >>
JrJ ПЗ
тз
3,0 6,4 " о
К" dl
2,5 ^
(О с
2,0 & S
U -M ± ^
W И
О о.
1,0 H Si
s со
vo и
ne <L> с:
0,5 d <D
Январь January
Февраль February
Март March
I Gas flow rate of a donor well Дебит газа скважины-донора
Gas flow rate of an acceptor well Дебит газа скважины-акцептора
Рис. 3. Динамика добычи скважины-донора и скважины-акцептора Fig. 3. Dynamics of production of a donor well and an acceptor well
m га
ct
8,11
7,09
со 6,08
ж. 5,07
п^
ш 1— 4,05
(Л 1Л £ 3,04
о_ 2,03
1,01
0
Установка газоструйного аппарата Gas ejection unit
Октябрь Декабрь Январь Март Апрель Июнь October December January March April June
Скважина-донор Donor well
® Скважина-акцептор Acceptor well
Рис. 4. Динамика устьевых давлений скважины-донора и скважины-акцептора Fig. 4. Dynamics of the casing head pressure of a donor well and an acceptor well
(50 тыс. м3/сут) при средней обводненности 5,5 %. Снижение дебита газа скважины-донора, возможно, связано с выработкой запасов с последующим поступлением воды к забою либо с ухудшением проницаемости приза-бойной зоны пласта. В обоих случаях это приводит к снижению продуктивности скважины по газу. Как показано на рис. 4, устьевые давления обеих скважин стабильны в течение продолжительного периода. Это свидетельствует о том, что устьевой струйный аппарат не влияет на технологические параметры скважины-донора и снижение дебита газа связано с изменениями состояния призабойной зоны скважины и системы «забой - пласт». Впрочем, для уточнения причин снижения дебита газа скважины-донора необходимо провести дополнительные газоконден-сатные исследования.
РЕЗУЛЬТАТЫ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ПРОМЫСЛОВОГО ГАЗОСТРУЙНОГО АППАРАТА
В целях сравнения фактических параметров работы промыслового газоструйного аппарата с модельными характеристиками были проведены стендовые испытания на сходных режимах. Для правильного переноса фактических режимов работы аппарата в расчет принимались три безразмерных параметра:
• степень сжатия P /P - отношение
р пр
давления рабочего потока к давлению пассивного потока;
• dt = dKJdс - отношение диаметра камеры смешения к диаметру сопла;
• конструктивные параметры рабочего сопла и камеры смешения. Результаты стендовых испытаний представлены на рис. 5.
Стендовые испытания показали хорошую совместимость методики подбора струйного аппарата с фактическими данными. Отклонение фактических точек от проекта может быть связано с наличием жидкой фазы, обусловленной ростом обводнения скважины-акцептора, наличием неопределенности в исходных данных и временным фактором. Однако необходимо отметить, что в данный момент скважины работают не в оптимальном режиме: коэф-
26
№ 1-2 февраль 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
Рис. 5. Напорная и энергетическая характеристики газоструйного аппарата при степени сжатия P р/Рпр = 2,3 и отношении диаметра камеры смешения к диаметру сопла: а) d = 2,5; б) d = 3,1
Fig. 5. Vertical lift performance and energy characteristics of the gas-ejection apparatus at the rate of compression of Pр/Рпр = 2.3 and the ratio of the diameter of the mixing chamber to the diameter of the nozzle: a) d = 2.5; б) d = 3.1
а) a)
Ï.I
s «
rô <U
X о.
u E
i о X и
<D
1,25
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 Массовый коэффициент инжекции газа УИ| Mass coefficient of gas injection U
S "Б
s eu
I 'F
s
_ !Л
¡3 о 'S CP
Ч с о .Ï
SE
СП ÛJ CU Ц_
■ Е
S О -0- о
-е-
m о
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 Массовый коэффициент инжекции газа Уиг Mass coefficient of gas injection U
б) b)
re <u S a. ° E i о
x <J <D u_
1,25
1,20
1,15
1,10
1,00
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Массовый коэффициент инжекции газа Уиг Mass coefficient of gas injection U
X -S
^ re
S 01 E 4-
Ь о >,
ш о =C с
p s ° E
m «u CD ц_
X .s 0)
t«S
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Массовый коэффициент инжекции газа £/иг Mass coefficient of gas injection U
Давление рабочего потока Рр = 0,51 МПа Pressure of the working stream Pp = 0.51 MPa
Фактические точки Actual points
фициент полезного действия (КПД) в обоих случаях составляет 8-10 % при возможных 20-25 %. Для увеличения КПД аппарата необходимо изменить отношение dr в меньшую сторону: по мере уменьшения оптимальный КПД смещается к оси ординат.
В процессе эксплуатации (истощения пластового давления) происходит снижение устьевого давления на скважине-доноре. Для поддержания давления образующейся смеси на выходе газоструйного аппарата на уровне, равном или выше линей-
ного, в системе сбора и подготовки необходимо уменьшить отношение dr (рис. 6). По мере уменьшения данного параметра снижается и массовый коэффициент инжекции, что влечет за собой меньшее снижение устьевого давления на скважине-акцепторе.
TE--ITO-I0- 5EFTE7-S - 01) -51 7-S TE--ITO-5 5o. 1-С February С0С0
27
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
Для поддержания снижения давления на прежнем уровне необходима замена скважины-донора с более высоким устьевым давлением или установка компрессорной станции.
ВЫВОДЫ
Анализ результатов применения устьевых газоструйных аппаратов для поддержания искусственного фонтанирования скважины на месторождении и стендового испытания продемонстрировал эффективность методики. Однако необходимо уточнение методики путем проведения дополнительных стендовых испытаний при откачке газожидкостной смеси струей высоконапорного газа. По мере уменьшения давления рабочего потока необходим переход на меньшее отношение диаметра камеры смешения к диаметру сопла для поддержания давления смеси на выходе из аппарата на уровне или выше линейного давления. Перспективным направлением является комбинирование метода снижения устьевого давления газовых скважин с другими методами борьбы со скоплением жидкости на забое.
Литература:
1. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с.
2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие. Москва: ООО «МАКС Пресс», 2008. 309 с.
3. Териков В.А., Дроздов А.Н. Промысловые исследования скважин Самотлорского месторождения, оборудованных установками пакерных гидроструйных насосов, и перспективы развития гидроструйного способа эксплуатации // Нефтепромысловое дело. 2003. № 4. С. 20-24.
4. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности: Учебное пособие. М.: Нефть и газ, 1999. 60 с.
5. Федоров А.Э., Вербицкий В.С., Горидько К.А. Экспериментальные исследования и анализ характеристик работы газоструйных аппаратов для добычи нефти и газа из скважин с осложненными условиями эксплуатации // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE-2016. SPE-181956-RU.
6. Васильев Ю.Н. Теория двухфазного газо-жидкостного эжектора с цилиндрической камерой смешения // Лопаточные машины и струйные аппараты: Сб. ст. М.: Машиностроение, 1971. Вып. 5. С. 175-261.
References:
1. Sokolov E.Ya., Singer N.M. Inkjet Apparatus. Moscow: Energoatomizdat; 1989. (In Russ.)
2. Drozdov A.N. Technology and Technique of Oil Production by Submersible Pumps in Complicated Conditions - Textbook. Moscow: MAX Press LLC; 2008. (In Russ.)
3. Terikov V.A., Drozdov A.N. Field Tests of Wells at the Samotlor Field Equipped with Packer Hydro-Jet Pump Installations, and Prospects for the Development of a Hydro-Jet Operating Method. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2003;(4):20-24. (In Russ.)
4. Mishchenko I.T., Sakharov V.A., Mokhov M.A. et al. The Use of Inkjet Apparatus in the Oil and Gas Industry - Textbook. Moscow: Neft' i gaz [Oil and Gas]; 1999. (In Russ.)
5. Fedorov A.E., Verbitsky V.S., Goridko K.A. Experimental Studies and Analysis of the Performance of Gas-Jet Devices for Oil and Gas Production from Wells with Complicated Operating Conditions. Materials of the Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition SPE-2016. SPE-181956-RU.
6. Vasiliev Yu.N. Theory of a Two-Phase Gas-Liquid Ejector with a Cylindrical Mixing Chamber. In collected works "Shoveling Machines and Inkjet Apparatuses". Moscow: Mashinostroenie [Mechanical Engineering], 1971. Iss. 5. P. 175-261. (In Russ.)
a.11
IK
s ? te 5-
и Q.
л
х
tu
с
aj
¿3
0,6 0,8 1,0 1,2 Массовый коэффициент инжекции газа ¿/иг Mass coefficient of gas injection £/иг
■ d = 3,10 • d = 2,38 a d = 2,14
Рис. 6. Зависимость напорной характеристики газоструйного аппарата от отношения диаметра камеры смешения к диаметру сопла dr при давлении рабочего потока Рр = idem и степени сжатия P /Р = idem
р пр
Fig. 6. The dependence of the vertical lift performance of the gas-ejection apparatus on the ratio of the diameter of the mixing chamber to the diameter of the nozzle dr at a pressure of the working stream P = idem and rate of compression P /Р = idem
р р пр
28
№ 1-2 февраль 2020 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
