CC BY
34
ДОБЫЧА
УДК 620.193
Результаты проведения ОПИ по оптимизации газлифтной эксплуатации скважин на Оренбургском НГКм
С.Н. Трубавин
главный инженер — первый заместитель генерального директора1 orb-priemnaya@gazprom-neft.ru
В.В. Ульянов
к.ф-м.н., руководитель направления по эксплуатации скважин газлифтным способом2 info@gazprom-neft.ru
Е.А. Кибирев
начальник технологического отдела3 п^ odo@gazpromneft-ntc.ru
К.В. Рымаренко
с.н.с. 4
krymarenko@mail.ru В.С. Бак
заместитель генерального директора5 vic9103@yandex.ru
П.Е. Историн
руководитель департамента закупок5 p.istorin@siant.ru
м.Т. Нухаев
к.т.н., доцент6 mnukhaev@hotmail.com
1 ООО «Газпромнефть-Оренбург», Оренбург, Россия
2 ПАО «Газпром нефть», Санкт-Петербург, Россия
3 ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербург, Россия
4 Новосибирский Государственный Университет, Новосибирск, Россия
5 ЗАО НПФ «СИАНТ», Новосибирск, Россия
6 Сибирский Федеральный Университет, Красноярск, Россия
Данная статья посвящена опыту ООО «Газпромнефть-Оренбург» по проведению опытно-промышленного испытания автоматизированной системы управления технологическим процессом бескомпрессорного газлифта на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении с целью повышения эффективности добычи и управления работой скважины.
материалы и методы
Работа включает в себя обсуждение проблематики бескомпрессорного газлифтного способа эксплуатации, описание особенностей внедрения АСУТП Газлифт, анализ результатов, обсуждение вопросов развития данной технологии, а также предложения по постоянному мониторингу работы
Газлифтный способ эксплуатации широко используется в мировой практике добычи нефти. Данный способ в классическом исполнении подразумевает закачку газа по затрубному пространству на забой скважины, где он попадает через рабочий газлифтный клапан в колонну лифтовых труб и смешивается со скважинным флюидом. Плотность флюида в НКТ снижается, и скважина может работать без привлечения других методов механизированной добычи. Газлифтный метод эксплуатации получил широкое распространение по всему миру из-за своих явных преимуществ перед другими способами механизированной добычи, такими как:
- возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин;
- эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа;
- малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири;
- отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин;
- гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту;
- простота обслуживания и ремонта газ-лифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования;
- возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина;
- возможность и простота проведения промысловых исследований скважин.
В России газлифтный способ эксплуатации скважин в свое время использовался на ряде месторождений (Самотлорском, Федоровском и Правдинском месторождениях в Западной Сибири) [1, 2]. Накопленный на данных месторождениях опыт показал, что, несмотря на привлекательность газлифтного способа эксплуатации, существует ряд ограничивающих факторов, препятствующих массовому внедрению классической модификации данного метода, в том числе:
- сравнительно низкий коэффициент полезного действия газлифтной системы;
- большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
На данный момент на ВУ Оренбургском НГКМ компанией «Газпромнефть-Оренбург» используется другая реализация данного способа добычи — бескомпрессорный газлифтный метод эксплуатации скважин. Суть данного метода представлена на рис. 1. Газодобывающая скважина, пробуренная или в газовую шапку, или в газовый пласт, снабжает активным газом газовый коллектор. Данный газовый коллектор распределяет активный газ по определенному количеству добывающих нефтяных скважин (обычно добывающие скважины, расположенные на одной кустовой площадке). Данный активный газ, так же как и при традиционной газлифтной эксплуатации, закачивается в затруб добывающих скважин и попадает через газлифтные клапаны в НКТ для снижения плотности флюида в колонне НКТ, тем самым позволяя скважине работать. Несомненным преимуществом данной модификации является значительное снижение капитальных затрат (затраты на строительство компрессора и других объектов поверхностного обустройства) и эксплуатационных затрат (электроэнергии). При этом в качестве скважины-донора можно использовать как новые скважины, пробуренные в газовую шапку, так и добывающие скважины, в которых произошел прорыв газа.
36
Рис. 1 — Схема бескомпрессорного газлифта на Оренбургском НГКМ Fig. 1 — The scheme of the noncompressor gaslift of the Orenburgskoe oil and gas condensate field
Экспозиция НЕфть газ сентябрь 5 (58) 2017
газлифтных скважин. Для проведения испытаний были выбраны две действующие добывающие скважины.
Ключевые слова
газлифтная эксплуатация, автоматизированная система управления технологическим процессом, расход газа, контроль по давлению, мониторинг работы скважины
Особенностью данного газлифтного способа эксплуатации является необходимость постоянного контроля закачки газа в каждую скважину. Это вызвано тем фактом, что скважина-донор обеспечивает активным газом несколько добывающих нефтяных скважин, эксплуатационные параметры которых могут значительно отличаться друг от друга (деби-ты, забойное давление, газовый фактор, обводненность и другие). Таким образом, для каждой скважины существуют оптимальные параметры закачки (давление выкидной линии, расход закачки газа), которые к тому же изменяются в течение времени в зависимости от изменения ситуации на скважине, кусте скважин или месторождении (рис. 2).
Следовательно, контролируя данные параметры (расход газлифтного газа и давление на выкидной линии), возможно значительно повысить эффективность газлифтной эксплуатации не только отдельных скважин, но и кустов скважин. При этом есть возможность снизить расход газа и бороться с проблемами гидратообразо-вания на устье скважин.
Для повышения эффективности эксплуатации скважин на ОНГКМ, компания
ЗАО НПФ «СИАНТ» провела опытно-промышленные испытания автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУТП) «Газлифт» для ООО «Газпромнефть-Оренбург» в период с 1 июня 2016 по 31 декабря 2016 г., которая используется и по сей день. Данный комплекс предназначен для управления технологическим процессом газлифтной добычи нефти путем дистанционного контроля и управления кустовыми автоматическими комплексами АСУТП «Газлифт» в том числе:
- сбор и обработка информации, поступающей с первичных датчиков-преобразователей;
- управление исполнительными механизмами, обеспечивающими оптимальную производительность скважин;
- оперативное изменение режима работы скважин;
- накопление полученной информации для формирования статистических данных и контроля за состоянием нефтяных скважин.
Комплекс состоит из двух основных частей: модуль регулирования — ЗРК (запорно-регули-руемый клапан) (рис. 3) и блок автоматики. Модуль регулирования подключен через байпас в
Рис. 2 — Зависимость дебита скважины от закачки газа и давления на выкидной линии Fig. 2 — The dependence of the production rate from the gas injection and the flow line pressure
Рис. 3 — Модуль регулирования на скважине Fig. 3 — The rationing module of the well
