Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока"

УДК 622.276.76

На правах рукописи

Буй Дык Хиен

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ В ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИНАХ УПРАВЛЕНИЕМ СТРУКТУРОЙ ПОТОКА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

о 4 сен гт

о1

Уфа-2014

005552189

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИГТГЭР).

Научный руководитель

- Сагитов Дамир Камбирович,

кандидат технических наук, ООО НПО «Нефтегазтехнология», ведущий научный сотрудник

Официальные оппоненты: - Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

- Зарипов Мустафа Салихович,

кандидат технических наук, ЗАО «Алойл», главный инженер

Ведущая организация

- ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 25 сентября 2014 г. в II30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 25 августа 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор -Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз.

Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем совершенствования методов снижения энергии, затрачиваемой на подъем продукции, за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение состояния выработки запасов нефти из миоцена, олигоцена, фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» и технологического отбора продукции газлифтным способом;

2. Теоретическое и экспериментальное изучение механизма движения и структуры потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, обводненности и количеству точек ввода газа с оценкой эффективности лифтирования по подъему продукции;

4. Исследование режимов лифтирования газлифта при помощи метода математического моделирования и графоаналитических методов для определения максимального и оптимального дебитов;

5. Разработка технологий снижения энергии и расхода газа на лифтирование при подъеме продукции из пласта.

Методы решения поставленных задач

Решения поставленных задач формировались и реализовывались путем использования численных методов, в частности моделированием подъема трехфазной смеси по трубам, и графоаналитическими методами. Расчеты отдельных технологических показателей лифтирования по подъемным трубам с газлифтом выполнялись на основе известных уравнений газо- и гидродинамики с привлечением современной вычислительной техники (ПЭВМ).

Научная новизна результатов работы

1. Теоретически изучены механизм движения и структура потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах газлифта, в результате чего установлено, что потери энергии на преодоление сил сопротивления потока происходят из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении потока по стволу.

2. Впервые при помощи численных исследований на модели движения многокомпонентной смеси через переменные объемы труб установлено, что при переходе из секции переменного объема (последовательно с меньшего на больший) выделяются 7 зон состояния смеси, включающих зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе из одной секции в другую, соединенную с первой.

3. Для реализации снижения гравитационных сил и средней плотности потока газожидкостной смеси создан диспергатор (патент 118680 РФ), состоящий из набора последовательно соединенных камер разных диаметров для мгновенного расширения потока, установленных на подъемных трубах выше рабочего клапана газлифта и последовательно распределенных по длине лифта. Камеры состоят из набора концентрических патрубков разных диаметров и конечной длины, число которых рассчитывается из условия минимума потерь напора по лифту. Для стабилизации диспергированных частиц на вход диспергатора подается реагент — депрессорная присадка (патент 2503801 РФ).

На защиту выносятся:

1. Обоснование графоаналитического метода определения максимального и оптимального дебитов газлифтных скважин;

2. Механизм дополнительного диспергирования многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Обоснование размеров и устройства диспергатора;

4. Технология управления газожидкостным потоком в подъемных трубах.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» в СП «Вьетсовпетро» газлифтным способом подъема продукции. На скважине № 5ХР с расходом газа 95,3 м3 на один кубометр жидкости

установка десяти диспергаторов шестиметровой длины через каждые 100 м позволила уменьшить расход газа на лифтирование на 6,2 % с эффектом 20,4 долл. США/сут. Эффект продолжается.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научных и производственных советов в ОДНиГ НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), УГНТУ (г. Уфа, 2010 г.), Томском политехническом университете (г. Томск, 2012 г.), на международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов и Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2011-2013 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.

Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 92 наименования. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 43 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность специалистам СП «Вьетсовпетро», ГУЛ «ИПТЭР» и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведена оценка способов и технологий подъема продукции скважин применительно к условиям месторождений «Дракон», «Белый Тигр».

Подробно рассмотрены основные способы подъема продукции скважин, в частности применение гидроприводных (поршневых и струйных) насосов, установок электроцентробежных насосов, дан развернутый обзор газлифтного способа подъема продукции скважин.

Опыт применения газлифтной эксплуатации на морском месторождении «Дракон», где наземное оборудование расположено на платформе, показывает, что с момента ввода газлифтной системы в эксплуатацию газлифтные скважины работают достаточно стабильно и экономически эффективно.

Обоснование выбора преимущественно газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» было связано с тем, что, несмотря на решающую роль фонтанного способа добычи нефти на месторождении, наблюдалось постепенное «ухудшение» фонтанирования скважин из-за роста обводненности продукции, что привело к увеличению плотности потока, а также к локальному уменьшению пластового давления, особенно для скважин нижнего миоцена, олигоцена и северного блока фундамента.

Проанализированы основные закономерности газлифтного способа подъема продукции скважин, принципиальные схемы газлифта, а также периодический газлифт.

На основании выполненного обзора и состояния изученности проблемы сделаны следующие выводы:

1. Выявлены преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти по сравнению с другими способами подъёма жидкости из скважин в условиях морских месторождений Вьетнама;

2. Созданное и модернизированное оборудование для технологии газлифтного способа подъема продукции из скважин, которые конструктивно выполнены как с пакером, так и без пакера, показали высокую работоспособность.

В соответствии с отмеченными выводами цель исследования сформулирована в следующем виде: «Повышение эффективности эксплуатации скважин с газлифтом путем совершенствования методов снижения энергии по подъему продукции за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси и снижения ее плотности».

Во второй главе рассмотрено состояние разработки нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» и проведен анализ технологических показателей эксплуатации газлифтных скважин.

Показано, что на Северном и Центральном сводах месторождения «Белый Тигр» выделены три основных эксплуатационных объекта разработки в отложениях 23-его горизонта нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента. Разработку залежей нефти в отложениях

верхнего олигоцена рекомендовано осуществлять возвратным фондом скважин, а 24-ый горизонт нижнего миоцена является объектом приобщения.

Начальные геологические запасы нефти, принятые в расчётах, в общей сложности составляют 506,3 млн т, в т.ч. категорий В+С[ -422,2 млн т, Сг - 84,1 млн т, или 16,6 % от суммарных запасов. Кроме того, при проведении перспективной оценки развития месторождения приняты начальные балансовые запасы нефти в продуктивных отложениях нижнего миоцена, олигоцена и фундамента южного блока в количестве 22,1 млн т, в т.ч. категории С2 - 14,6 млн т, или 66 %, и в отложениях нижнего олигоцена западного крыла структуры в количестве 9,97 млн т, в т.ч. категории С2- 7,2 млн т, или 72 %.

25000

30000

¡з в

15000

С.

>>

10000 -

5000

1ПОН.09

и добычанефтнла месяц, т Н добычажцдкостп за месяц, т

люл.09

авг.09

сен.09

окт.09

ноя.09

дек.09

Месяцы

Рисунок 1 - Динамика добычи жидкости и нефти циклически включаемыми газлифтными скважинами (с июня по декабрь 2009 года)

Далее показаны методы корректировки режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными клапанами (таблица 1).

Таблица 1 - Расстановка клапанов и давления их зарядки

Номер клапана 1 2 3 4 5 6

Глубина установки, м 889 1616 2257 2898 3247 3579

Диаметр седла, дюйм 1/8 1/8 1/8 3/16 3/16 1/4

Давление зарядки, МПа 8,31 8,32 8,33 8,62 8,52 ДКО

Следует остановиться более подробно на состоянии и анализе работы скважин, оборудованных пилотными клапанами, обеспечивающими периодическую работу газлифта. В 2004-2008 годах проводили активное замещение клапанов, работающих в непрерывном режиме малодебитных скважин, на клапаны периодического действия, что, по мнению многих авторов, приводит к существенному снижению удельного расхода газлифтного газа.

В качестве рекомендаций, направленных на снижение удельного расхода газа, предложено следующее.

1. Выбор оптимального диаметра лифта. Этот метод реализуется при расчете подземного оборудования газлифтной скважины. Практика показала, что для скважин с дебитом более 300...500 м3/сут наиболее рациональным лифтом является кольцевое пространство между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, т.е. центральный газлифт. В области низких дебитов (менее 40 т/сут) расчеты дают оптимальный лифт с диаметром НКТ менее 2-х дюймов. Однако лифт с малыми диаметрами НКТ сопровождается более интенсивным отложением парафина, и промышленностью выпускается редко. По этой причине НКТ диаметрами менее двух дюймов не применяются.

2. В низкодебитных скважинах скорость подъема жидкости в лифте очень малая, в результате чего пузырьки газа, всплывая в жидкости, значительно опережают жидкость, не производя при этом полезной работы. Для создания повышенной скорости в низкодебитных скважинах более рациональной является их эксплуатация периодическим газлифтом.

Отмечено, что применение инженерных решений, в частности определение необходимых режимов работы скважин, приходится производить в условиях недостаточной информации. Это определяется рядом причин, таких как, например, недостаточная точность замера технологических показателей, трудность учета их изменения, особенности работы технологического оборудования и т.д. Это также делает необходимым применение испытанных методов, хорошо зарекомендовавших себя в данной ситуации.

В третьей главе приведены результаты исследований и опыта создания оптимальных режимов работы газлифтных скважин, выполненные по данным промысловых работ и аналитических исследований автора.

Рассмотрены основные процессы ввода газлифтной скважины в работу. При этом принято, что скважина заполнена жидкостью до устья.

Когда уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже первого клапана за счет нагнетания газа, он открывается, и газ поступает в НКТ, газируя столб жидкости от первого клапана до устья скважины. Давление на устье увеличивается, а давление в затрубном пространстве снижается.

Регулируя расход газа в сторону увеличения газлифтного газа в скважине с темпом 7... 10 бар/мин для поддержания давления в затрубном пространстве рекомендовано проводить регулирование уровня подъема жидкости.

Разработаны подходы к исследованию методов создания оптимальных режимов газлифтных скважин, в частности исследование связи между дебитом жидкости и соответствующим расходом закачиваемого газа Qн = /(Ту по каждому режиму работы, которое является особым характерным соотношением, показывающим эффективность системы «скважина - пласт».

Показано, что коэффициент полезного действия достигнет максимального значения в точке, где отношение (Э/У будет наибольшим, или, другими словами, в точке касания кривой ()(У) прямой линии, проводимой из начала координат. При оптимальном режиме подачи сжатого газа коэффициент полезного действия имеет максимальное значение, и удельный расход газа (отношение У/О) будет минимальным, или, по-другому, на подъем единицы объема жидкости будет затрачиваться минимальный объем сжатого газа (рисунок 2). Так как при максимальном режиме (б,п<те) т] < г}тах, следовательно, удельный расход газа Ясж.г при этом режиме имеет большее значение, чем при оптимальном режиме.

Максимальная энергия

Расход сжатого газа

Расход запуска

Рисунок 2 - Зависимость дебита от расхода сжатого газа

Рассмотрены вопросы регулирования эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов,

связанные с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расходы газа за счет снижения его относительной скорости. Это способствует созданию в подъемнике эмульсионной (дробление газовой фазы) или пленочно-диспергированной структуры потока (дробление жидкой фазы).

Одним из способов эксплуатации газлифтной скважины в режиме диспергирования потока предложена технология импульсной подачи рабочего агента (газа) в колонну НКТ, которая известна как «импульсный газлифт».

Исследования технологии импульсного газлифта проводились на скважине, оборудованной однорядным подъемником. Отсечка газа осуществлялась на газораспределительном блоке с помощью электромагнитного клапана. При режиме подачи газа в подъемник «4 минуты - подача, 4 минуты - пауза» было получено уменьшение удельного расхода газа в 1,5 раза, дебит жидкости увеличился с 40 до 60 м3/сут. Среднесуточный объем закачки газа использовался такой же, как и до проведения испытаний (расход газа при непрерывном газлифте).

Во время промысловых испытаний также проводились замеры пульсаций забойного давления. Работа скважины при непрерывном газлифте характеризовалась пульсациями давления на забое с амплитудой 0,10...0,25 МПа без четко выраженной закономерности.

При работе в импульсном режиме в диапазоне, предложенном автором, отмечается снижение среднего значения забойного давления по сравнению с непрерывным газлифтом на 0,10....0,25 МПа, причем частота пульсаций забойного давления совпадает с частотой импульсов подачи газа. При этом амплитуда пульсации давления на забое существенно уменьшилась (до 0,02 МПа) при общей тенденции сглаживания и сохранения среднего значения.

В четвертой главе рассмотрены вопросы совершенствования технологий газлифтной эксплуатации скважин, в частности, по снижению энергии, расходуемой и подаваемой с поверхности на подъем 1 м3 нефти до устья скважин путем снижения средней плотности многокомпонентной смеси в подъемных трубах.

В работе исследован один из способов оптимизации режимов управления подъемом жидкости путем регулирования средней плотностью поднимаемой жидкости в отдельных точках лифта с одновременной подачей расчетного объема газа и диспергированием поднимаемой жидкости.

В виде аналогов рассмотрены: диспергаторы, работающие по принципу струйных аппаратов, т.е. за счет смешения продукции скважины с рабочим агентом при помощи энергии потока; диспергаторы, использующие винтовое движение; комбинированные диспергаторы (за счет кратковременного изменения объемов движущейся смеси по длине лифта путем изменения расхода, давления и температуры).

Рисунок 3 - Рассматриваемый фрагмент расчетной области

Этому предшествовали глубокие теоретические исследования с целью определения механизма движения многокомпонентной смеси при переходе с разнообъемных камер, последовательно соединенных в единую конструкцию.

Дано обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе, для которого выбрано применение пакета многоцелевого гидрогазодинамического моделирования «FlowVision».

Поставлена задача исследования, которая разделена на отдельные этапы, включающие определение изменения давления и последовательно всех характеристик потока (скорости, траекторий линий тока, распределения турбулентной энергии и диссипации турбулентной энергии) в стволе скважины с установленным диспергатором в виде последовательно соединенных камер с разными диаметрами и длиной.

Рассмотрены следующие уравнения -Навье-Стокса, уравнения массопереноса, уравнения энергии и уравнения турбулентности в отдельности, так как каждое уравнение имеет свои отличительные признаки.

Граничные условия для численных исследований были приняты по фактическим параметрам и

характеристикам отдельных скважин месторождения «Белый Тигр».

Для решения поставленной задачи была построена равномерная расчетная сетка (27 x27x510 = 371790), которая далее была адаптирована в рассматриваемой области до 670456 расчетных ячеек (с уровнем 1, соотношением мелких ячеек к крупным 0,125, максимальным числом ячеек ввода 5000). На рисунке 3 приведен рассматриваемый фрагмент расчетной области.

Используя этот универсальный пакет программ, в результате моделирования установлены новые схемы движения многокомпонентной смеси в трубах переменного объема, последовательно соединенных друг с другом. Также выявлено образование избытка и ослабления турбулентной энергии на кромках соединения труб разных диаметров (рисунок 4) как на входе в сужение, так и на выходе из него.

б

Пиковое значение

турбулентной

энергии

а — выход из сужения; б - вход в сужение

Рисунок 4 — Турбулентная энергия (м2/с2) в плоскости продольного сечения ствола скважины

При этом установлено, что значения турбулентной энергии в сужениях тем выше, чем больше разница диаметров труб в секциях. Также определяющим результатом проведенного численного исследования является то, что на стыке соединения труб разных диаметров наглядно видна застойная область с максимальным снижением турбулентной энергии (рисунок 4, а, б) и ее диссипацией.

Далее для более точного понимания специфики происходящих в диспергаторе процессов рассмотрены основные поля и характеристики потока в данном устройстве (плотность смеси в продольной плоскости, скорость течения относительно расстояния до стенок ствола скважины, результаты гидродинамических исследований изменения приведенного давления газожидкостной смеси по сечениям секции диспергатора, разделенного на 31 сечение, и т.д.).

Показано, что эффект рассеивания фаз по значениям диссипации турбулентной энергии наиболее значителен при входе в сужение.

10 11 12 13

1.71 1.52 1.33 1.14 0.95 0.75 ,0.57 0.38 0.19 Расстояние линии сьема параметров от центр а сечения ствола скважины (мм) 1 — 0 мм 5 — 10 мм 9 18 мм 13 26 мм

2__ 35 мм 6 12 мм 10 20 мм 14— 23 мм

3 . б мм 7 —— 13-5 мм 11 — 22 мм 4—8 мм 8 16 мм 12—™ 23,5 мм

Рисунок 5 - Распределение скорости вдоль ствола скважины в зависимости от расстояния до стенок ствола

С теоретической точки зрения наибольший интерес представляет динамика скорости потока и расчленение его в центральной части трубы на зоны торможения и выравнивания. Так, зоны 1, 3, 5 характеризуют области разгона центральной части потока, а в зонах 2, 4, 6 — области торможения и выравнивания центральной части потока (рисунок 6). Исследуем более подробно поведение потока в диспергаторе. Так, распределение турбулентной энергии в продольной плоскости ствола скважины (рисунок 5) показывает, что пиковые изменения турбулентной энергии наблюдаются на входном (б) и выходном (а) участках области расширения (рисунок 4), при этом вблизи стенок области расширения турбулентная энергия также увеличена по сравнению с центральным потоком. Такое же распределение наблюдается и для диссипации турбулентной энергии. Из этого можно сделать вывод, что наблюдаемое нами увеличение турбулентной энергии и диссипации связано с взаимодействием потока с пограничным ламинарным слоем. Следует также отметить, что за входом в расширение и перед входом в сужение существуют области с наименьшими значениями турбулентной диссипации и энергии. Пиковые значения на кромках входа и выхода из сужения постепенно приобретают равномерный характер, что говорит о начале стабилизации потока, а также о том, что стабилизация потока на рассматриваемом режиме работы начинается на расстоянии равном толщине стенки диспергатора, примерно равной 5 мм. Рассмотрение распределения плотности смеси показывает, что вблизи стенок диспергатора в области расширения величина плотности потока имеет большие численные значения по сравнению с центральной частью потока, Из данного результата расчета можно сделать вывод, что вблизи стенок ствола скважины в области расширения возникают предпосылки разделения продукции на нефть и газ, однако чередование областей расширения и сужения приводит к интенсивному перемешиванию потока с возникновением и гашением высокоскоростного центрального течения, что ведет к разрушению начальной структуры потока.

Следующим наиболее важным результатом проведенного исследования является регистрация пикового увеличения центрального потока в сечениях входа и области расширения диспергатора (рисунок 6). При этом по мере приближения к стенкам диспергатора скорость потока снижается, и на тех же сечениях происходит пиковое снижение скорости. Приведенные изменения скорости по мере удаления от центра ствола скважины позволяют заключить, что по мере прохождения потока газонефтяной смеси через диспергатор помимо перемешивания движущегося потока и формирования сильно смешанного течения в центре ствола образуется центральное течение с преобладанием фазы природного газа. Кроме того, по мере прохождения секций диспергатора движение центрального потока приобретает колебательный характер вследствие его разгона и торможения, что также способствует формированию структуры сильно смешанного течения в стволе скважины.

'•г-.ктт*! \yl\J

Рисунок 6 - Отображение модели секции диспергатора с векторами распределения скоростей и нумерацией рассматриваемых по потоку сечений

Также было выявлено явление увеличения скорости центрального потока по мере прохождения секций диспергатора. Все секции, последовательно соединенные между собой, способствуют плавному увеличению скорости в центре ствола на 20 % с последующим ее снижением по мере прохождения участка расширения. При этом в пристеночной области наблюдается обратная картина — снижение скорости в пристеночной области по мере прохождения потока через ступени диспергатора (рисунок 6).

На участке диспергатора от сечения 1 до сечения 6 определены закономерности изменения энергетических показателей движения газожидкостной смеси. Отмечается энергетическое изменение структуры потока, но данных возмущений пока не достаточно для интенсивного перемешивания. Кривые изменения давления от радиуса по сечениям достаточно точно описываются уравнениями шестого порядка (квадрат коэффициента корреляции более 0,99).

График относительных давлений в зависимости от радиуса просвета сечения при смене режимов течения имеет характерные отличия (рисунок 7), которые вызваны переходным процессом движения газожидкостной смеси от сечения 6 до сечения 27.

0 0.01 0.02 0.03 0.04

Радиус просвета сечения, м

Рисунок 7 - Эпюры относительного изменения давления (ДР) по радиусу на 26-31 сечениях секции диспергатора (зона удара, зона перемешивающегося схлопывания и зона восстановления)

Следует отметить то, что относительное изменение давления в сечениях 9 и 10 имеет сдвиг (сужение) максимума значений просвета с R = 0,023 м до R = 0,021 м, причем в пристеночных зонах просвета давление резко снижается и достигает минимума при R = 0,034...0,037 м. Это говорит о том, что в этой зоне энергия сжатия резко уменьшается за счет торможения газожидкостной смеси о стенки расширенного участка диспергатора.

По результатам проведенных модельных исследований влияния конструкции диспергатора на поток скважинной продукции в лифте газлифтной скважины (рисунки 3-7) были сформированы представления о влиянии локализованных местных сопротивлений на газожидкостную смесь. А именно, построены эпюры изменения давления по сечениям секции диспергатора, которые показали механизм его работы как деструктора потока ГЖС, привносящего перенаправление линий тока и изменение локальной турбулентности движущейся среды.

На рисунке 8 показано, что анализ изменения скоростей потока в диспергаторе позволяет выделить семь зон, характеризующих механизм движения потока в трубах переменного объема, в том числе зону возмущения потока, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления. Характерные фрагменты этих явлений приведены на рисунке 8 с подробным анализом численных значений относительного изменения давления в сечениях секции диспергатора по радиусу просвета текущего сечения. На основе обобщения результатов численных исследований впервые построена многомерная математическая модель изменения поля давления и скоростей потока в диспергаторе (рисунок 8). Анализ многомерной математической модели показал, что был зафиксирован факт привнесения радиальных сил, передаваемых структуре потока стенками меняющейся формы лифта, а именно трансформация энергии перепада давления, обеспечивающего подъем жидкости в деструктивные радиальные силы. Возникающая радиальная сила (энергия) способствует перемешиванию потока и его деформации, а также дроблению пузырьков газа, что в любом случае является способом увеличения площади контакта газа и жидкости в ГЖС.

Суммарное действие указанного явления приводит к интенсивному перемешиванию и восстановлению монодисперсности среды. Так как подъемная сила газа при газлифте определяется поверхностным трением двух фаз и, соответственно, площадью их соприкосновения, то чем меньше пузырек газа или его измененная форма сильнее отклонена от сферической при равном суммарном объеме всех его пузырьков, тем выше его эффективность как рабочего агента.

Принципиальная схема гидродинамического диспергатора для газлифтных скважин (патент 118680 РФ) приведена на рисунке 9.

Рисунок 8 - Многомерная математическая модель изменения поля давления

\ V \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ г 1 1 ш4 - 15 * V У к-* и

( ! ( » 4 *и ч !Ь

\ f

1 1 ч ч Ч 9*

■ ! Г : 1

Рисунок 9 — Принципиальная схема компоновки диспергатора с камерой внезапного расширения

Поставленная цель в этой конструкции достигается тем, что гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин выполнен в виде последовательно соединенных камер внезапного расширения, при этом размеры диспергатора связаны соотношениями:

Д,= 0,9£>о; Н= 2...ЗД5 Й = Д„ где внешний диаметр камеры диспергатора;

А, — внутренний диаметр обсадной колонны;

Н- высота камеры диспергатора;

И - расстояние между камерами диспергаторов.

Гидродинамический диспергатор работает следующим образом.

Газовая фаза подается с поверхности по кольцевому зазору, образованному внутренней поверхностью обсадной колонны и расширителем, далее поступает через рабочий клапан в подъемные трубы и в камеру внезапного расширения. В широком сечении при внезапном расширении образуется струя, отделенная от остальной среды поверхностью раздела, которая распадается и свертывается в мощные вихри. Происходит перемешивание и дробление газожидкостной смеси. Длина участка, на котором происходит вихреобразование, должна составлять примерно 2...3Д,, при больших значениях происходит постепенное рассасывание вихрей и полное растекание потока по сечению.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основании проведенного обобщения состояния эксплуатации газлифтных скважин и выполненных теоретических исследований отмечено, что газлифтная технология отбора нефти из пласта с морскими платформами является для условий месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» высокоэффективной и рентабельной.

1. Впервые для условий эксплуатации газлифтных скважин изучены механизм движения и структура потока многокомпонентных смесей в подъемных трубах переменного диаметра, соединенных в единую схему с НКТ, и установлено, что потеря энергии на преодоление сил сопротивления по подъему происходит из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении труб многофазной жидкости.

2. На математической модели исследованы механизм и структура движения многофазной жидкости. В результате установлено, что при движении потока в трубах переменного сечения выделяются 7 зон состояния многофазной смеси, включающие зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе от меньшего диаметра секции к большему. Выявлен механизм возникновения ударно-колебательного процесса в трубах переменного сечения, который является источником мгновенного перемешивания и диспергирования фаз.

3. Для возбуждения ударно-колебательного процесса разработана конструкция диспергатора (патент 118680 РФ), состоящего из последовательно соединенных камер переменного сечения, устанавливаемых в насосно-компрессорных трубах выше рабочего клапана газлифта.

4. Предложен метод управления потоком посредством установления оптимального режима газлифтной скважины за счет минимизации отношения объема поднимаемой по лифту продукции к расходу газа (определение численного значения коэффициента полезного действия по подъему продукции). Показано, что характеристики оптимального режима работы газлифта определяются путем построения зависимости «расход газа — дебит скважины», а точка оптимальности соотношения расхода газа и расчетного дебита определяется точкой касания прямой, проведенной из начала координат.

5. Выполненный объем исследований и разработанные рекомендации позволили снизить энергетические затраты на подъем единицы продукции на 6,2 % на каждую газлифтную скважину. Промысловые исследования технологии дополнительного диспергирования продукции скважины показали высокую эффективность.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные издания

1. Буй Дык Хнен. Применение газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 2 (88). - С. 5-10.

2. Буй Дык Хиен. К вопросу оптимизации режимов работы газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Р. Я. Нугаев, Р. X. Хазипов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 1 (87). - С. 33-38.

Патенты

3. Пат. 118680 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Гумеров А.. Г., Буй Дык Хиен, Юсупов О. М, Карамышев В. Г.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов». - № 2012106006/03; заявл. 20.02.2012; опубл. 27.07.2012, Бюл. № 21.

4. Пат. 2503801 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Способ внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Коерн Р. Р., Комлева Е. В.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов». - № 2012112813/03; заявл. 02.04.2012; опубл. 10.01.2014, Бюл. № 1.

Прочие печатные издания

5. Буй Дык Хиен. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2012. - Вып. 6 (161) -С. 32-36.

6. Буй Дык Хиен. Научное обоснование метода прогноза порога обводнения скважин на морских нефтяных месторождениях [Текст] / Буй Дык Хиен, В. И. Павлюченко // Актуальные проблемы науки и техники: сб. тр. II Междунар. конф. мол. ученых 9 декабря 2010 г. / УГНТУ. - Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. - Т. I. - С. 41-42.

7. Буй Дык Хиен. Оптимизация режимов работы газлифтных скважин на месторождении «Белый Тигр» [Текст] / Буй Дык Хиен, В. М. Исламов // Матер. 61-ой научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. - Уфа, 2010. - Кн. 1. - С. 260-261.

8. Буй Дык Хиен. Анализ режима работы и мероприятия по повышению эффективности газлифтных скважин месторождений

СП «Вьетсовпетро» [Текст] // Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн,-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. - Томск: Издательство ТПУ, 2012. — Т. 2. - С. 38-44.

9. Буй Дык Хиен. Методы повышения эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания [Текст] // Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн.-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. - Томск: Издательство ТПУ, 2012.-Т. 2-С. 44-50.

10. Буй Дык Хиен. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, Р. Р. Коерн // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012». -Уфа, 2012,- С.40-41.

11. Буй Дык Хиен. Температура продуктивных комплексов и пластов [Текст] / Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2012». -Уфа, 2012. - С. 68-70.

12. Буй Дык Хиен. Применение современной техники для исследования газлифтной скважины [Текст] / Буй Дык Хиен, Нгуен Куок Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012».-Уфа, 2012.-С. 71-72.

13.Буй Дык Хиен. Оценка технологической эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений шельфа юга Вьетнама [Текст] // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. — Вып. 1 (6). -С. 368-373.

14. Буй Дык Хиен. Основные возможные осложнения при эксплуатации газлифтных скважин и борьба с ними [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, В. Г. Карамышев // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012,-Вып. 1 (6).-С. 374-379.

15.Карамышев, В. Г. Внутрискважинная обработка продукции газлифтных скважин [Текст] / В. Г. Карамышев, Буй Дык Хиен, Р. Р. Коерн, Е. В. Комлева // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. -Вып. 1 (6).-С. 380-382.

16. Сагитов, Д. К. Повышение эффективности работы газлифтной скважины в промысловых условиях [Текст] / Д. К. Сагитов, Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 33-35.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 03.07.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,96. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 127. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Буй Дык Хиен, Уфа

ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ»

УДК 622.276.76 На правах рукописи

04201460798

Буй Дык Хиен

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ В ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИНАХ УПРАВЛЕНИЕМ СТРУКТУРОЙ ПОТОКА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович

Уфа-2014

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.............................................................................. 4

ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»....................... 8

1.1. Способы подъема продукции скважин....................................... 8

1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин.................................................................... 14

1.3. Основные принципиальные схемы газлифта................................ 17

1.4. Типы газлифта..................................................................... 20

Выводы по главе 1................................................................... 28

ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН...................................................... 29

2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро»................................................. 29

2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»..................................................................................... 31

2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом................................................................ 37

2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными

клапанами................................................................................. 44

2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных

скважин.................................................................................... 49

2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама........... 56

2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин..................................... 58

2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ

по различным схемам обработок.................................................... 61

Выводы по главе 2.................................................................. 71

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СОЗДАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН............................................................................. 73

3.1. Режимы работы газлифтных скважин.......................................... 73

3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу.......... 75

3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин.................................................................................. 80

3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных

термодинамических условиях залегания пластов............................... 90

Выводы по главе 3.................................................................. 106

ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ГАЗЛИФТНОЙ

СКВАЖИНЕ.......................................................................... 107

4.1.0 совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации

скважин................................................................................. 107

4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе...................................... 110

4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока

через секции (камеры) переменного объема..................................... 115

Выводы по главе 4................................................................... 135

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ............................. 136

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................ 138

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз.

Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем совершенствования методов снижения энергии, затрачиваемой на подъем продукции, за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Изучение состояния выработки запасов нефти из миоцена, олигоцена, фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» и технологического отбора продукции газлифтным способом;

2. Теоретическое и экспериментальное изучение механизма движения и структуры потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, обводненности и количеству точек ввода газа с оценкой эффективности лифтирования по подъему продукции;

4. Исследование режимов лифтирования газлифта при помощи метода математического моделирования и графоаналитических методов для определения максимального и оптимального дебитов;

5. Разработка технологий снижения энергии и расхода газа на лифтирование при подъеме продукции из пласта.

Методы решения поставленных задач

Решения поставленных задач формировались и реализовывались путем использования численных методов, в частности моделированием подъема трехфазной смеси по трубам, и графоаналитическими методами. Расчеты отдельных технологических показателей лифтирования по подъемным трубам с газлифтом выполнялись на основе известных уравнений газо- и гидродинамики с привлечением современной вычислительной техники (ПЭВМ).

Научная новизна результатов работы

1. Теоретически изучены механизм движения и структура потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах газлифта, в результате чего установлено, что потери энергии на преодоление сил сопротивления потока происходят из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении потока по стволу.

2. Впервые при помощи численных исследований на модели движения многокомпонентной смеси через переменные объемы труб установлено, что при переходе из секции переменного объема (последовательно с меньшего на больший) выделяются 7 зон состояния смеси, включающих зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе из одной секции в другую, соединенную с первой.

3. Для реализации снижения гравитационных сил и средней плотности потока газожидкостной смеси создан диспергатор (патент 118680 РФ), состоящий из набора последовательно соединенных камер разных диаметров для мгновенного расширения потока, установленных на подъемных трубах выше рабочего клапана газлифта и последовательно распределенных по длине лифта. Камеры состоят из набора концентрических патрубков разных диаметров и конечной длины, число которых рассчитывается из условия минимума потерь напора по лифту. Для стабилизации диспергированных частиц на вход диспергатора подается реагент - депрессорная присадка (патент 2503801 РФ).

На защиту выносятся:

1. Обоснование графоаналитического метода определения максимального и оптимального дебитов газлифтных скважин;

2. Механизм дополнительного диспергирования многокомпонентной смеси в подъемных трубах;

3. Обоснование размеров и устройства диспергатора;

4. Технология управления газожидкостным потоком в подъемных трубах.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» в СП «Вьетсовпетро» газлифтным способом подъема продукции. На скважине

№ 5ХР с расходом газа 95,3 м на один кубометр жидкости установка десяти диспергаторов шестиметровой длины через каждые 100 м позволила уменьшить расход газа на лифтирование на 6,2 % с эффектом 20,4 долл. США/сут. Эффект продолжается.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научных и производственных советов в ОДНиГ НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), УГНТУ (г. Уфа, 2010 г.), Томском политехническом университете (г. Томск, 2012 г.), на международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов и Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2011-2013 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ.

Личный вклад автора

В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.

Автор выражает глубокую благодарность специалистам СП «Вьетсовпетро», ГУП «ИПТЭР» и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.

ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»

1.1. Способы подъема продукции скважин

Выбор способа подъема и добычи нефти является технико-экономической задачей [35, 65], для решения которой необходимо иметь достаточное количество фактических данных, например, по результатам пробной эксплуатации того или иного способа в условиях конкретного месторождения или использовать большой опыт крупных нефтяных месторождений [63]. Анализ опыта механизированной эксплуатации скважин на других месторождениях, например в России и за рубежом, материалов мировой печати позволяет провести сопоставление преимуществ и недостатков различных механизированных способов добычи нефти. Месторождения Социалистической Республики Вьетнам характеризуются большой глубиной искривленных скважин, например на месторождении «Дракон», поэтому применение штанговых насосов даже не рассматривается [20,11].

Потенциально могут быть применены самые разнообразные способы добычи продукции скважин на месторождениях «Дракон» и «Белый Тигр». Из возможных способов подъема продукции скважин, прежде всего, необходимо выделить использование гидроприводных (поршневых и струйных) насосов, которые обладают в определенных условиях эксплуатации рядом преимуществ [15, 21, 61, 63], а именно:

- процесс спуска и подъема насоса производится путем закачки жидкости;

- при помощи гидропоршневых насосов можно добывать нефть из скважин глубиной до 5000 м, а струйных насосов - из скважин глубиной до 2700 м;

- искривление ствола скважины практически не влияет на работу насоса;

- у струйных насосов отсутствуют движущиеся элементы, что позволяет добывать продукцию, содержащую мехпримеси;

- для струйных насосов существует возможность использования воды в качестве рабочей жидкости;

- при помощи гидропоршневых насосов можно добывать высоковязкую нефть, так как рабочую жидкость можно подогреть до закачки в скважину;

- при использовании гидропоршневых насосов возможно применение химреагентов вместе с рабочей жидкостью.

Однако при этом имеются определенные недостатки:

- высокие требования к подготовке рабочей жидкости, в особенности -отстуствие мехпримесей и абразивных смесей;

- гидропоршневые насосы имеют меньший межремонтный период (МРП) по сравнению со струйными и электроцентробежными, в основном из-за качества подготовки рабочей жидкости;

- низкий коэффициент полезного действия (КПД) струйных насосов;

- гидропоршневые насосы могут работать устойчиво при давлении на приеме насоса выше давления насыщения, а для обеспечения нормальной эксплуатации струйных насосов требуется давление на приеме насоса не менее 7,0 МПа на глубине, например, 3000 м;

- высокая чувствительность к изменению давления в системе сбора.

Рассмотрим некоторые положительные и отрицательные стороны

эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Можно выделить их следующие преимущества:

- возможен спуск в скважину с углом наклона до 8°, однако при этом данная возможность ограничивается производительностью (дебитом), глубиной и конструкцией скважины;

- требуется меньше пространства для наземного оборудования по сравнению с гидроприводом, что особенно важно в условиях морских стационарных платформ (МСП);

- электроцентробежные насосы не оказывают вредного влияния на окружающую среду, что приобретает особую актуальность при эксплуатации скважин в морских условиях;

- использование УЭЦН позволяет производить форсированный отбор жидкости (ФОЖ) по скважинам с высокой обводненностью продукции.

Несмотря на определенные преимущества, можно выделить следующие недостатки:

- значительное влияние мехпримесей на рабочие органы насоса и подъемные трубы;

- высокие затраты на проведение спуско-подъемных операций при ремонте насоса с помощью буровой вышки или самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) в морских условиях;

- снижение коэффициента наполнения от наличия свободного газа у приема насоса и высокая температура отрицательно влияют на работу рабочих органов насоса;

УЭЦН не позволяет или частично затрудняет проведение гидродинамических исследований скважин, геофизико-промысловых исследований и обработку призабойной зоны (ОПЗ) [43, 46].

В качестве одной из разновидностей подъема продукции скважин широко применяется газлифтный способ [9, 43, 53].

Среди преимуществ данного способа можно выделить следующие:

- на работу системы газлифта мало влияет наличие песка и мехпримесей;

- возможность добычи нефти из наклонных скважин с кривизной до 10°;

- возможность использования канатной техники для проведения ремонта внутрискважинного оборудования в случае отсутствия буровой вышки;

- способ легко позволяет проводить гидродинамические исследования, геофизико-промысловые исследования и обработку призабойной зоны скважин (ПЗС);

- возможность подавать химреагенты в скважину совместно с рабочим агентом;

- не являются отрицательными факторами наличие свободного газа у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) и высокая температура;

- проблема освоения скважин и их перевод на газлифт после прекращения фонтанирования технологически решаются без значительных дополнительных затрат на ремонт;

- имеется возможность организации централизованной газлифтной системы, которая позволяет одновременно автоматически управлять рядом скважин;

- применение газлифта дает возможность управления технологией периодического газлифта;

устьевое оборудование газлифтных скважин аналогично с фонтанными скважинами, за исключением газораспределительного блока;

- в то же время по опыту эксплуатации газлифтные скважины отличаются высокой надежностью эксплуатации.

Опыт применения газлифтной эксплуатации на месторождении «Дракон» показывает, что с момента ввода газлифтной системы в эксплуатацию газлифтные скважины работают достаточно стабильно при высокой неоднородности пластов и повышенных глубинах выделения продуктивных пластов [86].

Обоснование выбора преимущественно газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» было связано с тем, что несмотря на решающую роль фонтанного способа добычи нефти на месторождении,

наблюдалось постепенное ухудшение условий фонтанирования скважин из-за роста обводненности продукции, что привело к увеличению плотност�