Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника

Чикайса Финлай Дарио

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ _НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА_

На правах рукописи УДК 622.276.52.054:532.5

ЧИКАЙСА ФИНЛАЙ ДАРИО

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА С ОТСЕЧКОЙ ГАЗА У БАШМАКА ПОДЪЕМНИКА

Специальность 25. 00. 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г. Москва, 2003 г.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина. . *

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор В.А. Сахаров

доктор технических наук, профессор Р.А. Максутов

Кандидат технических наук, в.н.с. Р.Х. Мусаверов

Институт проблем нефти и газа РАН и Министерства образования Российской Федерации

Защита диссертации состоится »ОХНЗ&рЯ 2003 г., в /<г часов в аудитории 754, на заседании диссертационного совета Д. 212.200.08. при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Б.Е. Сомов

оТ-Д

Актуальность темы диссертационной работы.

При низких забойных давлениях отборы жидкости из скважин непрерывным газлифтом осуществляются при больших удельных расходах газа, что делает эксплуатацию таких скважин нерентабельной. Для уменьшения удельных расходов переходят на периодический газлифт или уменьшают относительную скорость газа, применяя поверхностно-активные вещества либо механические разделители газа и жидкости - плунжер или гидропакерный поршень. Периодический газлифт наиболее эффективен при использовании пакера и отсечке газа рабочим клапаном. В этом случае газ из затрубного пространства не сбрасывается в манифольдную линию после выброса жидкостной пробки.

Разработка методик и программ расчета периодического газлифта является одной из сложных и актуальных задач нефтепромысловой практики, особенно в настоящее время, когда на многих месторождениях мира ставится вопрос об оптимизации режимов работы газлифтных скважин, либо о переводе газлифтного фонда на другие способы добычи. К таким месторождениям относится и месторождение Орито в Колумбии.

Методики расчета оборудования и режимных параметров периодического газлифта, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и пррмысловых исследований. Использование их при других геолого-технических условиях и при других свойствах жидкостей часто приводит к большим ошибкам, сводящим на нет преимущества данного способа эксплуатации скважин. При существующей в настоящее время вычислительной технике появилась возможность создать методику расчета, основанную на математическом моделировании процессов при работе газлифтной скважины в периодическом режиме.

Актуальность проблемы, ее недостаточная научная обоснованность в современной нефтяной науке обусловили выбор темы диссертации, предопределили цели и задачи приведенных исследований. Цель работы

Создание математической модели работы установок периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемных труб и методики их расчей^

Основные задачи исследований

1. Разработка алгоритма и программы расчета установки периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника.

РОС. НАЦИОНАЛЬНА*! БИБЛИОТЕКА

{¡.Петербург - .¿I 09 гляЬ 'Р*.

2. Обоснование технологической эффективности перевода группы скважин месторождения Орито (Колумбия) с непрерывного газлифта на периодический.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач производилось в соответствии с общепринятой методикой выполнения научных исследований, включающей обобщение и анализ предшествующих исследований, разработку рабочих гипотез и концепций, аналитические исследования, разработку технологических процессов и методического их обеспечения.

Научная новизна

1. Впервые предложена методика, основанная на математическом моделировании процессов накопления, подъема и выброса жидкостной пробки при периодическом газлифте с отсечкой газа у башмака НКТ.

2. Работа пласта учитываются не только в период накопления, но и при подъеме и выбросе пробки.

3. В методике учитываются изменения физических свойств флюидов в зависимости от термодинамических условий в газлифтной скважине.

Практическая ценность

Разработана программа расчета оборудования и параметров работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника, основанная на математической модели процессов, происходящих на различных фазах работы скважины.

Полученная программа позволила обосновать перевод четырех скважин месторождения Орито (Колумбия), по которым имелись' все необходимые данные для расчетов, с непрерывного' на периодический газлифт, что приведет к уменьшению расхода рабочего агента на 20 тысяч кубометров в сутки и увеличению дебитов скважин. В фонде газлифтных скважин месторождения Орито скважин со сходными параметрами около 30%.

Апробация работ

Основные положения и результаты исследований докладывались на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003), на заседаниях и научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2000 - 2003 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликована одна работа.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Общий объем работы составляет 87 страниц, в том числе таблиц и рисунков. Список литературы включает //5* наименований.

ОБШАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.

В первой главе проведен обзор истории развития и современного состояния техники и технологии периодического газлифта. Рассматриваются различные схемы осуществления периодического газлифта, их преимущества и недостатки, а также геолого-технические условия их применимости.

Большое разнообразие геологических и технологических условий эксплуатации залежей в мире порождает многообразие модификаций периодического газлифта, каждая их которых имеет свою область применения, преимущества и недостатки. Поэтому не существует строгой классификации имеющихся установок периодического газлифта. В основе их классификации лежат наиболее общие конструктивные и технологические признаки. Установки периодического газлифта подразделяются:

- . по происхождению закачиваемого газа (внутрискважинный либо компрессорный газлифт);

- по типу выкидной линии (открытый или перекрываемый выход продукции);

- с плунжером или без плунжера (поршня);

- по месту отсечки газа (на устье или у башмака подъемной колонны труб);

- по схеме воздействия рабочего давления на пласт (открытая, полуоткрытая, закрытая установка).

Разные авторы предлагают разные варианты классификации установок для периодического газлифта. Например, И.Т. Белов, Б.А. Акопян и другие авторы считают, что на выбор типа установки основное . влияние оказывает - характеристика пласта: продуктивность, пластовое' давление, газовый фактор, глубина залегания и другие, поэтому эти параметры в первую очередь и учитываются ими при классификации установок. К.Э. Браун и его единомышленники в основу классификации ставят степень влияния давления рабочего агента на забойное давление и депрессию на пласт. Существуют и другие точки зрения.

Многообразие схем периодического тазлифта и условий их эксплуатации осложняет не только классификацию установок, но и создание методик и программ расчета для данного способа эксплуатации. В настоящее время не существует единого подхода к созданию методик расчета установок периодического газлифта. И это неудивительно, поскольку каждая отдельная установка в совокупности всех факторов, при которых она работает, добавляет свои нюансы при определении соответствующих технических показателей.

Вторая глава посвящена особенностям работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника и расчету физических свойств жидкости и газа во время его работы. Вопросами периодического газлифта, анализа и моделирования термогидродинамических параметров движения газожидкостных смесей в реальных подъемниках, лабораторными экспериментами занимались ряд исследователей: З.М. Аджалов, М.А. Айрапетян, Е.М. Алиев, Ф.Г. Ахундов, Ф.А. Баба-Заде, И.Г. Белов, Г.Н. Газиев, H.A. Гукасов, В.А. Леонов, P.A. Максутов, B.C. Меликов, И.Т. Мищенко, Р.Х. Мусаверов, А.М. Пирвердян, В.А. Попов, В.А. Сахаров, К. Браун, Д. Брил и Т. Дайер, Д. Винклер и другие.

Установка периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемных труб (рис. 1) представляет собой полуоткрытую установку, главным регулирующим устройством которой является газлифтный клапан, управляемый давлением внутри подъемной колонны, либо перепадом давления. Принцип работы установки следующий: при достижении накопившейся жидкостной пробки определенной высоты клапан открывается и начинает пропускать газ из кольцевого пространства. Количество газа, поступающего в колонну, регулируется перепадом давления на клапане. Пока жидкостная пробка поднимается, давления внутри колонны подъемника растет до максимального значения в момент достижения устья передней частью пробки. В этот момент процесс подъема завершается и начинается процесс выброса пробки, характеризуемый снижением давления внутри подъемника. Клапан закрывается, когда давление на выходе становиться меньше давления закрытия, процесс выброса завершается и давление падает до минимального значения. Наступает процесс восстановления уровня жидкости до отметки, при которой клапан вновь открывается и начинается новый цикл работы установки.

Основным технологическим параметром, характеризующим эффективность выноса жидкостной пробки газом, является коэффициент утечек (оцт), который представляет собой отношение объема жидкости, оставшегося в подъемнике над местом ввода газа

после выброса к объему жидкости в НКТ над рабочим клапаном перед выбросом пробки.

Рис. 1 Схема установки периодического газлифта

с отсечкой газа у башмака подъемных труб.

Исследователи на основе лабораторных или промысловых экспериментов получили разные эмпирические формулы для расчета коэффициента утечек. В этих формулах коэффициент утечек может зависеть от начальной высоты столба жидкости, высоты подъема, скорости подъема и геометрических характеристик подъемника, некоторые авторы учитывают физические свойства жидкости (чаще всего плотность и вязкость).

Для определения коэффициента утечек в предлагаемой методике выбрана зависимость, полученная Ю.В. Ни гаем на основе промысловых исследований и учитывающая диаметр седла рабочего клапана:

<у= 0.0984 [ЬГ79

ЩО,67ргОЛ5 (1)

ии

где Рг - число Фруда, определяемое по формуле:

(2)

V* - скорость подъема пробки жидкости (м/с),

с!о - диаметр проходного сечения газлифтного клапана (м),

А - внутренний диаметр подъемника (м),

Ь - высота подъема, или глубина установки рабочего клапана

(м),

1„ - высота накопленной пробки жидкости (м).

Необходимость учитывать изменение физических свойств фаз при работе установки периодического газлифта вызвана, прежде всего, нестационарным характером протекающих процессов, сопровождающихся изменением термодинамических параметров состояния системы.

Для определения физических свойств фаз использовались средние термодинамические параметры состояния системы на отдельных участках. Так, при подъеме жидкостной пробки определялась средняя температура в газовом столбе над пробкой жидкости, в самой пробке, в газовом столбе под пробкой жидкости. Средняя температура в газовых столбах, также как и среднее давление рассчитывались, как среднеарифметические в верхней и нижней частях соответствующего столба..

Плотность газа определялась по уравнению состояния для реального газа, в котором коэффициент сверхсжимаемости 2 рассчитывался из уравнения Редлиха - Квонга в модификации Барнера. Уравнение Редлиха - Квонга для условий эксплуатации месторождения Орито, где содержания углекислого газа превышает 18 % молярных, необходимо было скорректировать, используя

методику Витчерта и Азиза. В последней, содержание кислых компонентов в смеси учитывается при вычислении критических параметров компонентов с помощью поправочного коэффициента, вычисляемого по эмпирической формуле.

Для построения математической модели изменения физических свойств нефти при разных термодинамических условиях в диссертации использована методика, разработанная на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина И.Т. Мищенко и И.И. Дунюшкиным. Исходными данными в данной методике являются: плотность дегазированной нефти (при Р = Ро и Т = 293К), газосодержание пластовой нефти, относительная плотность нефтяного газа, пластовая температура, пластовое давление, давление насыщения нефти газом и молярные доли азота и метана в нефтяном газе после однократного разгазирования нефти. По данной методике рассчитывались плотность и вязкость нефти при давлении насыщения и при минимальном давлении в системе сбора продукции. Далее использовалась методика П.Д. Ляпкова, чтобы получить кривые изменения плотности и динамической вязкости от давления с учетом поправки на температуру. Результаты расчетов по данной методике показали хорошую согласованность между расчетными • значениями и фактическими данными однократного разгазирования для нефти месторождения Орито.

Для расчета изменения физических свойств воды были использованы эмпирические зависимости, полученные на кафедре РиЭНМ РГУ нефти и газа им И.М. Губкина В.Г. Троном и П.Д. Ляпковым на основе экспериментальных данных Додсона, ' Стендинга и других исследователей.

При подъеме и выбросе жидкостной пробки в подъемнике образуется трехфазная система, физические свойства которой зависят не только от количественного соотношения фаз^ но также и от условий движения пробки. Если процесс вытеснения считать поршневым, то внутри подъемника при подъеме пробки образуются три разных области: верхняя область представляет собой гомогенную газовую пробку низкого давления, средняя область состоит из двух жидкостей (нефть - вода) и нижняя область, условно принимаемая за однофазную газовую пробку высокого давления.

Плотность газа в верхней и нижней пробках, как было отмечено выше, рассчитывалась по уравнению состояния для реального газа, а плотность жидкостной пробки в разработанной методике принималась равной расходной плотности смеси жидкостей, которая определялась с учетом обводненности продукции.

Динамическая вязкость жидкостной системы, состоящей из нефти и воды, зависит от структуры потока, которая главным образом определяется соотношением компонентов (вода - нефть) и условиями движения системы. Для определения структуры двухфазного жидкостного потока в пробке жидкости использовалась структурная карта П.Д. Ляпкова, где структура определялась в зависимости от содержания фаз и корня квадратного из числа Фруда (2). При капельной структуре за вязкость жидкости бралась вязкость внешней фазы, при эмульсионной структуре при обводненности меньше 65% использовалась формула:

щ = цн ехр^ 2,3 о [1 + (19/усо)0-2] К (3)

а при большей обводненности формула:

= ехр[5 (1 - и)], (4)

где: и - обводненность продукции скважины;

Цн (Цв) - динамическая вязкость нефти (воды); у - скорость сдвига, определяемая по формуле: У = 8Уя/(1. (5)

Скорость жидкостной пробки при поршневом вытеснении принимается равной расходной скорости газа, без учета скольжения газа в жидкости. Для этого необходимо предварительно привести расход газа под пробкой к средним термодинамическим условиям.

Расход газа через клапан, приведенный к нормальным условиям, определяется выражением:

Чго = 18,81 а^тъ IV / у 1 ГГР^-ГР^'^-]

р0 V х-1 ро тв 1 (6)

если ГР^> ПКТ = С2_У(5Н) (7)

а в противном случае:

Чго=18,8142РкТо л / у ГШТЮ^-ОтсУ^

Ро V х-1 ро Т„ (8)

В формулах (6 - 8) Рк и Рт - соответственно значения давления на входе {в кольцевом пространстве) и на выходе (внутри подъемника) рабочего клапана; г| - коэффициент расхода клапана; % - показатель адиабаты рабочего агента, который можно определить по составу, зная теплоемкости компонентов; ро - относительная плотность газа по воздуху; Ткл - средняя температура при работе клапана; ПКТ - «предел критического течения», представляющий собой значение отношения давления на выходе к давлению на входе клапана (штуцера), ниже которого происходит критическое

истечение газа. В этом случае расход газа практически постоянен и дальнейшее снижение давления на выходе уже не приведет к его росту.

Дня учета потерь на трение при работе периодического газлифта пользовались уравнением Дарси-Вейсбаха. При этом коэффициент гидравлического сопротивления для газового потока определяли по формуле Веймаута, а для жидкостного потока использовали зависимость А.А. Альтшуля.

В третьей главе приведена методика расчета работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника.

В первом параграфе данной главы приводится полная база исходных данных, обозначения и единицы измерения параметров, которые применяются в формулах расчета. Для удобства при расчете работы пласта предварительно приводим пластовое давление к отметке установки рабочего клапана:

Р„> Рш, - {[р. <0 + р„ (1 - ш)] g (Н -L) cos а}.КГ6 (9)

и рассчитываем температуру на месте установки клапана: Ткя = 0,5 (Ту + Тс) + [Тт - 0,5 (Ту +ТС)] L / Н, (10)

где: Н - расстояние до забоя скважины; а - средний угол наклона скважины; Ту - температура на устье в выкидной линии; Тс -температура на устье в линии подачи газа; Тпл - пластовая температура.

Для расчета температуры в любой точке внутри подъемника принимаем, что температура меняется по линейному закону. Среднюю температуру в кольцевом пространстве принимаем постоянной во время работы установки и определяем по формуле: Тсрк= 0,5 (Тс + Т„) (11)

В следующих параграфах данной главы излагается алгоритм программы расчета этапов работы периодического газлифта.

Давление открытия клапана (Рто) зависит от заданной высоты подъема жидкости в НКТ (1„) над уровнем его установки и определяется уравнением:

Рто = Ру ехр(0.03415 DO (L - U cos сЛ + рж g 10. 10"6

V Zq, L-lo Tq, L-lo ) (12)

Плотность газа, плотность и вязкость жидкости определяются при средних давлениях и температурах соответственно в газовом и жидкостном столбах по методикам, описанным в предыдущей главе.

К моменту открытия клапана, после завершения процесса накопления давление в кольцевом пространстве на входе клапана будет максимальным и определяется главным образом величиной давления газа в системе газораспределения, которое зависит от места расположения скважины и от условия работы других подключенных скважин, периодически находящейся в режиме

подачи или отсечки газа. Мы принимаем это значение равным среднему ожидаемому давлению подачи газа на устье (Рс) и сделаем допущение, что это значение остается неизменным в течение всего цикла работы установки. Таким образом, давление в кольцевом пространстве на глубине установки клапана перед открытием (Ри,) определяется выражением:

Р«о = Рсвхр (0.03415 оо L cos оЛ

^ Zcp ко Тер к J (13)

После того как клапан откроется при описанных условиях, газ должен был бы поступать в колонну подъемника с расходом, который можно определить по формулам (6) или (8). Тем не менее, жидкостная пробка не начинает подниматься, пока давление внутри подъемника не оказывается достаточным, чтобы преодолеть гидравлические сопротивления. Для того чтобы определить значение давления на входе и выходе клапана, а также расход газа, с которыми начинается подъем жидкостной пробки, воспользуемся методом итерации.

Рассчитывая давление на входе и выходе из клапана при первом, втором и последующих приближениях, принимают свойства фаз, определенные с использованием термодинамических параметров предыдущего приближения. Расчеты проводят по системе уравнений1:

PT't = Ру ехрГо.03415 оо fL - U cos сЛ + V Zq, L-to • Тер L-lo )

+ 0.075256.10"6 igg'i Ро Тц PrcpL- io (L -10) +

d4'3 l л d2 To Pto J

+ Ржо g Io-10* + 0,88 fl7.10"3 u-^rcdToP^ + e}0'25.

I qro'l Po To Zk.10 Ржо dJ

pq ткл Z^oj2 Pgn . 1„. 10 .

I л d2 To PTO J d (14)

P„' i = Pc exp/0.03415 оо L cos a] _

^ Zqi K0 . Tq, к )

- _ 0,075256.10* La^LMeZe«У JWL,

U (D2 - df) To PcpJ (D - d,)4,3 (15) и уравнения (6) или (8), и продолжают до тех пор, пока разница между двумя последующими расчетными значениями расхода газа

1 Обозначения Р,', Р,' н ч„' показывают, что эти параметры отличаются от точных значений Рт.

Рк и ч,,,, к которым они приводятся с помощью итерашш на каждом шаге.

не станет меньше заданной погрешности (например, 10"4 мЗ/с). Найденные значения расхода газа и давления на выходе и входе соответствуют первому шагу расчета (1=1) и обозначим соответственно Рт1 и Рк].

Определяем скорость движения газа в кольцевом пространстве на первом шаге по формуле:

=4 Чго1 Тд^Рог^ (16)

ТоРср.! лр^с!,2) Оцениваем эффект работы пласта. Если Рплк - РТ1 > 0 (что чаще всего происходит при работе этого вида установки), то на первом шаге подъема длина жидкостной пробки прибавляется на величину: А11 = 4К(Рр.к-Р1|)Д1 , (17)

лс!2

длина столба газа под пробкой:

Д1г1 =4qro^ Ро г„. Д1. (18)

То РТ1 % <12

а скорость подъема пробки определится выражением:

ут, « 4 д., Ро гц + 4 К (Р - Р.Л (19)

тоРт, я а2 я а2

Длина жидкостной пробки за время первого шага увеличится условно до величины (Ц + Д1(), длина газового столба под пробкой будет (1Г| = Д1г1), а длина газового столба над пробкой уменьшиться до'величины (Ь -10 - Д1] - Д1г1). Так же, как и в предыдущем случае рассчитываются средние термодинамические характеристики в нижнем столбе газа, жидкостной пробке и верхнем пробке газа и определяются средняя плотность газа в нижнем и верхнем столбах и плотность и вязкость жидкости в пробке. Таким же образом определяется плотность газа в затрубном пространстве. Это дает возможность рассчитать давление на входе и выходе из клапана на втором шаге, расход газа, скорость движения в затрубье и НКТ, величину притока из пласта, длины столбов газа и пробкй жидкости и т.д.

Формулы для определения давления на входе и выходе из клапана для (¡+1) шага имеют следующий вид: Рт'(Н) = ГРУ ехр(0.03415 оо (Ь --1{ -соя а] + I ^срЦ-^-П-ипТдрЬ-Ь-Н-*!!! -I

+ 0.075256.10"6 ГядЛ^п Ро Тт Ргср Ь-1о-И-1п •

«Г"3 I Я ¿2 То Рс^п ]

. (I. - 1„ - 1( - 1Н) + Ржср,1^П) Е (1о+1.) • Ю"6 +

+ 0.88 Г 17.10"3 ц^^л тс (1 То Р.т1, + 135.

I Яго(гИ) Тср1п 2Ср1Н Ржср<!о^1|) ^ -I

• Ро Тсры : Рд-р.^!). пп+Ь). кг6 ^.

I ««РТоРсри J л )

. ехр Г0.03415 оо 1д сое а! +

I ^ср!г1 Тср1п ]

+ 0-075256.10"6 Хаш^^^^ам!2 Ргер1п 1В; (20)

(Г"3 I ТС с12 То РСр1п ]

Рк'(!+1> = Рсехр(0.03415 ро Ь соб а] _ ^ ^срш Тсрк )

_0,075256.10"6^.^-РоТ^^2 —. (21)

иа^-ёЛТоР^ ) ф-ё,)

4/3

где ^ - увеличение длины пробки жидкости2, а 1г, - увеличение длины столба газа под пробкой, за время от первого до ¡-ого шага.

Ь = ХАЬ = Х4К(Р,,/-Рт;Ш. (22)

' 1 на2

I I

= 1Д1п = 14 си. Т^р.1 Ро (23)

ТоРф1гИтс<12

Рассчитанные по формулам давления Рт'о+п и Рк'(ы) не окончательные, а требуют итерационного приближения к значениям Рт(и-1) и Р„!+1). При первом приближении задают средними значениями давления в столбах газа и пробке жидкости из предыдущего шага. Рассчитанные на основе свойств фаз, определяемых этими средними давлениями расходы газа при расчетах по формулам (20) и (21) дают давления, использование которых в формулах (6) или (8) приводит к другой величине расхода газа. Во втором приближении эта величина расхода, а также свойства фаз, определенные с учетом давлений по первому приближению, принимаются для определения давлений по формулам (20) и (21), а эти давления для определения расхода газа по (6) или (8). Расчеты ждутся до тех пор, пока расход газа, используемый для определения давлений по (20) и (21) будет отличаться от расхода газа по (6) или (8) менее чем на 10"4 мЗ/с. При определении средних давлений в элементах системы допускается погрешность между двумя последующими расчетами 10"4 МПа.

2 Элементы Л!, движутся в аосходлшем потоке газа дискретными включениями, а суммируются они с длиной пробки условно для упрощения расчетов

Расчет подъема пробки производится до момента выполнения неравенства:

Ь-1о-1;-1п<0 (24)

Определяется время последнего шага подъема пробки3:

At' «0.-1.-1,-^, (25)

по формуле (17) (при Р„) находят увеличение длины пробки на последнем шаге, а увеличение длины газового столба за это время по формуле

Д1г'=у*Дг' (26)

Время подъема пробки найдем как

t„ = At.i + At' (27)

где i - последний номер шага, для которого .выполняется неравенство (24).

Длина жидкостной пробки перед выбросом:

1п = 10 + 1А1, + ДГ, (28)

При выбросе пробки шаги обозначаются индексом <ф>, в НКТ будут двигаться два элемента, всё время увеличивающийся столб газа снизу и уменьшающая свою длину пробка жидкости, хотя она и пополняется поступлением жидкости из пласта.

Уравнение давления на входе в клапан будет аналогично уравнению (21) при подъеме пробки, тогда как уравнение давления на выходе из клапана примет вид:

PrVu^Py + pKcpijglj. 10-*+

+ 0.88 f 17.1Q-3 iWjfl KdToP^j + e Toas .

UlroO+1) Tcplrj Zcptri paccplj d J

■ IflnUi+H P° TcplriZcplrjl2 fiaS£ElU

I л d2 To Pcpir, J d )

■ exp f0.03415 oo cos al +

t Tcplij J

+ 0.075256.10"6 ia^PoT^Z^l2 p^ ln

d4/3 I it d2 To Pcpiij Г (29)'

где: Vj = ln - ¿vTj. At + j 4 К (Рп/- Рд) At

1 1 _ j2 л d

l^L-lj

В автореферате определение времени последнего шага и полученные в связи с этим уточнения, при выбросе пробки и ее накоатении не приводятся из-за экономии места.

Так же, как и при подъеме пробки, при 'ее выбросе с помощью итерации решается система трех уравнений: (29), типа (21) и (6) или (8).

Клапан закрывается при выполнении условия

1] = lyr = 0.0984 (s d)0,25 L 0,79 In0 21 (30)

Щ0'67 v/-3

Id J

Давление закрытия клапана, которое используется при его тарировке, рассчитывается по уравнению:

Pj = fry + Pcplyr g lyr - 10"* +

+ 0,88 Г 17.10'3 u^ivrтс dТо P^ + z]°':5.

I Яго yr Po Tcplyr ^cplyr Pcplyr a J

• fcfca'ja Po Tji^r ZjkJ2 Prptvr ■ lyr ■ Ю"6 ^.

I 7t d2 To Pcplyr J d ) . exp Г0.03415 po lrg cos a] +

I Zq,|yr Tcplyr J

+ 0,075256.10"* Хздт. Po Trplvr Zrplvrl " PreplVT Iryr > (31) d4'3 I It d2 To Pcplyr J

где ltyr = L - lyr-

Объем жидкости утечки, естественно не является концевым остатком пробки жидкости длиной ly,, а распределен по стенкам НКТ на всей её длине. Клапан закрывается фактически при прорыве газа через жидкостную пробку. С этого момента давление на уровне рабочего клапана уменьшается за счет выхода из НКТ газа высокого давления и увеличивается за счет стекания жидкости со стенок и работы пласта. В методике пренебрегается временем стекания жидкости утечки, и восстановление уровня начинается при условии высоты пробки жидкости над клапаном 1;т и давлении газа над жидкостью, соответствующему Ру. Это несколько ухудшит показатели работы скважины, т.к. увеличит время накопления.

Как и на предыдущих этапах работы периодического газлифта при численном интегрировании учитывается изменение свойств фаз от шага к шагу. Для обозначения шагов на этапе восстановления уровня принята буква «f>>.

На каждом шаге длина возрастающего столба жидкости определяется при решении системы трех уравнений:

Prf = Pv exp f0.03415pofiL-lfUosal + pcp,f g lf. 10"6 (32)

I ZcpL-tf TgpL-lf J

А1г=4К(Рик-Р^А1

% <? (33)

1г=1у, + 1Д1г (34)

Процесс накопления заканчивается при соблюдении условия:

1о-1г< 104м (35)

Время одного цикла, пренебрегая последними шагами в фазах процесса, меньшими ДЕ: Г " j г

1ц = 1Д1 + ХД1 + 1Д1 (36)

1 1 1

Суточный дебит жидкости:

0ж=2_С£(1П- 1ут) 86400 (37)

4 Хц

Суточный расход газа:

<5г « ^'хчго! А1 + ¿Япч Д1 }■ 86400 (38)

1 *ц

В четвертой главе приведена геолого-техническая характеристика месторождения Орито.

: Орито - некрупйое нефтяйое месторождение по объему начальных извлекаемых запасов (33 млн. тонн), которое находится на юго-западе Республики Колумбия. Его разработка осуществляется без поддержания пластового давления. Геологические и физические условия месторождения позволили обустроить систему компрессорной газлифтной эксплуатации. В настоящее время месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся постепенным снижением дебитов скважин и повышением энергетических и экономических затрат на единицу добываемой продукции. В условиях ограниченных ресурсов рабочего агента осуществляется постепенный перевод низко-дебитных скважин на другие способы эксплуатации - ШГН, винтовые насосы.

Месторождение Орито состоит из трех хорошо различаемых по геологическому возрасту и по условиям залегания формаций: Кабальос, Вильета и Пепино.

Самым крупным продуктивным объектом является Кабальос, содержащий 81,4% от начальных извлекаемых запасов. Пласт разрабатывается при упруговодонапорном режиме и только в последние годы происходит постепенный переход его разработки на режим растворенного газа.

Вильета является вторым по объему продуктивным коллектором, но содержит гораздо меньшие запасы нефти, нежели Кабальос и Пепино (3,3% от начальных извлекаемых запасов). Отличительной особенностью этого горизонта является наличие значительной газоносности в коллекторе Б, залегающем в нижней части формации и обеспечивающем почти половину объема снабжения газом газлифтной системы месторождения (т.е. около 204 тыс. куб. м в сутки).

Залежь Пепино по объему является наименьшей их всех. Однако к ней приурочено 15,3 % от начальных балансовых извлекаемых запасов. Залежь Пепино разрабатывается в режиме растворенного газа.

Месторождение было открыто в 1963 году. С 1963 по 1972 года проводилась опытно-промышленная эксплуатация. За этот период пробурено 72 скважины, 70 из которых оказались продуктивными. Началом промышленной эксплуатации месторождения принято считать 1969 год, когда три основные объекты - Кабальос, Вильета и Пепино были вовлечены в эксплуатацию.

Необходимо отметить, что газлифт является первым способом искусственного подъема жидкости, применимым на месторождении. Первоначальная схема газлифта практически включала все скважины эксплуатационного, фонда. В настоящее время фонд добывающих скважин снизился до 46: из них 28 скважин эксплуатируются компрессорным газлифтом; 13 - ШГН; 3 -винтовыми насосами и 2 - фонтанным способом. Перевод на другие способы механизированной добычи связан прежде всего с необходимостью больших расходов газа при снижении пластового давления в залежи Пепино, а также с неоправданными энергетическими затратами при эксплуатации низко-дебитных скважин непрерывным газлифтом.

Одним из способов снижения удельного расхода газа при эксплуатации малодебитного фонда газлифтных скважин является перевод их на -периодический газлифт. Изучение возможности перевода части газлифтного фонда месторождения на периодический газлифт было одной из задач, рассмотренных в диссертации.

В пятой главе приводятся результаты расчетов периодического газлифта по созданной методике. Расчеты проведены по девяти скважинам, по которым имелись все необходимые исходные данные. Результаты расчетов сведены в таблице.

Анализ данных, представленных в таблице показал:

- Перевод скважин с дебетами больше 15 кубических метров в сутки на периодический режим приводит к снижению дебита

при сокращении удельного расхода газа (кроме скважины О-002, для которой удельный расход возрастает после перевода). При существующем объеме газа их можно оставить в работе на непрерывном газлифте.

- По четырем скважинам помимо снижения удельного расхода газа на 36,2% (расход газа сократился с 55 тыс. до 35 тыс. кубических метров в сутки) было получено незначительное увеличение дебита (с 37,15 до 40,51 кубических метров в сутки) т.е. эти скважины, несомненно, выгодно эксплуатировать в режиме периодического газлифта.

На месторождение имеется еще четыре скважины с подобными характеристиками, по которым, к сожалению, мы не имели полного набора исходных данных, и при переводе которых на периодический газлифт можно было бы ожидать аналогичного эффекта.

Таблица 1. Результаты расчета режимов работы скважин месторождения Орито на периодическом газлифте.

л X Базовый вариант, при непрерывном газлифте Расчетный вариант, при периодическом газлифте

X X я в х о о. ф а © X Эч 5 ° я г г ? 5® >5 Я £2« ¿53 3 «о * 5 о . X Я £ е гг. Ч О 8 з М1ЬНЫЙ (од газа, «З/мЗ

о (О а о • я ю а. >» ж 5 8 5 ю о 0. £

X й > §. 5 > 2.

0-002 44,36 20 813 469 23,01 27 365 1 189

О-005 13,67 13 082 957 14,04 10 302 734

0-010 11,77 12 290 1 044 13,26 9102 687

О-012 3,82 11 327 2 965 4,44 3544 799

0-015 7,95 18 406 2 315 8,77 12 183 1 389

0-026 30,2 23 503 778 13,33 25 094 1 883

0-038 23,85 24 069 1 009 22,34 18 197 813

0-040 7,95 11 327 1 425 2,21 1 639 742

0-109 26,23 15 574 594 20,68 12 736 616

Таким образом, 8 из 28 газлифтных скважин более эффективно эксплуатировать в периодическом режиме. Высвободившиеся при этом порядка 40 тыс. кубометров компримированного газа могут быть использованы на остальных газлифтных скважинах, и увеличить их производительность.

Помимо выше изложенного был осуществлен анализ влияния диаметра НКТ и начальной высоты накопившейся жидкостной

* I

пробки иа эффективность работы скважин при периодическом газлифте.

13.5

100 150 200 250 300 350 400

Начальная высота столба накопившейся жидкости,!«

• Удельный расход гзэа|

-Дебит скважины по [ жидкости '

Рис. 2 Влияние начальной высоты накопившейся жидкости на эффективности работы скважины 0-010 (Колумбия).

На примере расчета низко-дебитной скважины 0-012 было установлено, что оптимальным диаметром подъемника для периодического газлифта является диаметр 62 мм. При использовании меньшего диаметра несколько возрастает удельный расход газа - от 513 до 544 мЗ/мЗ при практически неизменном дебите. При использовании диаметров выше указанного снижается ежесуточная добыча - от 4,19 до 3,95 куб. м, и увеличивается удельный расход газа — до 1460 мЗ/мЗ, что, прежде »сего, связано с увеличением объема утечек, как показал расчет - 265 вместо 147м. Так как при непрерывном газлифте на месторождении Орито используются тоже НКТ с внутренним диаметром 62 мм, можно считать, что этот диаметр будет оптимальным и для периодически работающих газлифтных скважин с большим дебитом.

Расчеты по оптимизации начальной высоты жидкостной пробки были произведены для всех рассмотренных скважин. Большинство скважин, по которым производились расчеты по переводу на периодический режим, имели точки экстремума, указывающие высоту столба над рабочим клапаном 10 при которой обеспечивался максимальный дебит. Так по скважине О-ОЮ (рис. 2) при 1„ = 400 м дебит скважины был равен 11,82 мЗ/сут, при уменьшении погружения клапана до 150 м дебит возрастал до 13,34 мЗ/сут, а затем при 10 = 100 м падал до 12,36 мЗ/сут. По этой скважине удельный расход газа с уменьшением погружения постоянно увеличивался, сначала медленно, а начиная с Ц = 200м более резко. Удельный расход газа почти по всем скважинам возрастал с уменьшением погружения клапана. Выбор рабочего режима производился не по максимальному дебиту, а по соотношению дебита и удельного расхода газа. Так для скважины О-ОЮ (рис. 2) был установлен режим работы, при высоте столба жидкости над клапаном 200 м а не 150 м, так как при погружении клапана на 150 м дебит увеличивался по сравнению с дебитом при выбранной высоте только на 0,08 мЗ/сут, в то время как удельный расход газа возрастал почти в два раза (с 687 до 1215 мЗ/мЗ).

По скважинам О-ОЮ, 0-012, 0-015 оптимальной высотой накопления жидкости над рабочим клапаном, принята высота в 200 м, а по скважине 0-005 Vra высота, равна 100 м.

' В заключении приведены основные выводы и рекомендации, вытекающие по результатам диссертационной работы.

Выводы и основные результаты

1. На основе математического моделирования разработана методика для выбора оборудования и расчета параметров работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ.

2. При разработке методики учитывалось изменение свойств флюидов на всех этапах работы газлифтной скважины.

3. Учет работы пласта производился не только в период накопления, но и в период подъема и выброса жидкостной пробки.

4. Результаты расчета конкретных скважин месторождения Орито (Колумбия) показали, что перевод на периодический газлифт приводит не только к сокращению расхода рабочего агента, но и к увеличению дебита скважин.

5. В результате расчета было установлено, что из 28 скважин месторождения Орито, восемь скважин целесообразно перевести на периодический газлифт.

6. Среди существующих компоновок для периодического газлифта, на данном месторождении выгоднее использовать полуоткрытые установки с отсечкой газа у башмака подъемных труб. При этом снижаются до минимума дополнительные затраты на оборудование бывших газлифтных компрессорных установок под периодический газлифт.

7. Разработанная методика позволяет оптимизировать работу конкретных газлифтных скважин в периодическом режиме, доводя эффективность их эксплуатации до максимально возможной.

8. Диаметр НКТ, применявшийся на месторождении Орито при непрерывном газлифте, оказался наиболее выгодным, и при периодическом газлифте.

Основные положения диссертации опубликованы в работе:

1. Сахаров В.А., Чикайса Финлай Д. Методика расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ. - Тезисы докладов 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003 г., с. 128

Отпечатано в ООО «Компания Спутник-1-» . ПД №1-00007 от 23.06.2000'г. Подписано в печать 15.09.2003 Тираж 100 экз. Усл. печ. л. 1.6 Печать авторефератов 730-47-74

Р15 3 87

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чикайса Финлай Дарио

ВВЕДЕНИЕ.

1. Обзор техники и технологии периодического газлифта на современном этапе его развития.

1.1. Выводы.

2. Особенности работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника. Расчет физических свойств флюидов.

2.1. Расчет коэффициента утечек.

2.2. Учет физических свойств фаз при работе периодического газлифта.

2.3. Выводы.

3. Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника.

3.1. Исходные данные для расчетов.

3.2. Условия открытия клапана.^.

3.3. Расчет процесса подъема жидкостной пробки.

3.4. Расчет процесса выброса жидкостной пробки.

3.5. Расчет процесса накопления пробки.

3.6. Расчет параметров работы периодической газлифтной скважины.

3.7. Выводы.

4. Геолого-техническая характеристика месторождения Орито.

4.1. Геологическая характеристика месторождения Орито.

4.2. Динамика основных показателей разработки месторождения Орито.

4.3. Способы эксплуатации и характеристика эксплуатационного фонда скважин на месторождении Орито.

4.4. Характеристика газлифтного комплекса на месторождении Орито.

4.5. Выводы.

5. Результаты расчета газлифтных скважин месторождения Орито на периодическом режиме.

5.1. Расчет и результаты перевода части газлифтного фонда скважин на периодический режим работы.

5.2. Анализ влияния диаметра НКТ на эффективность работы скважин при периодическом газлифте.

5.3. Анализ влияния начальной высоты накопившейся пробки на эффективность работы периодических газлифтных скважин.

5.4. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника"

Актуальность темы диссертационной работы.

Методики расчета оборудования и режимных параметров периодического газлифта, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и промысловых исследований. Использование их при других геолого-технических условиях и при других свойствах жидкостей часто приводит к большим ошибкам, сводящим на нет преимущества данного способа эксплуатации скважин. При существующей в настоящее время вычислительной технике появилась возможность создать методику расчета, основанную на математическом моделировании процессов при работе газлифтной скважины в периодическом режиме.

Актуальность проблемы, ее недостаточная научная обоснованность в современной нефтяной науке обусловили выбор темы диссертации, предопределили цели и задачи проведенных исследований.

Цель диссертационной работы заключается в создании математической модели работы установок периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемных труб и методики их расчета.

В диссертации решены следующие задачи:

Научная новизна.

Впервые предложена методика, основанная на математическом моделировании процессов накопления, подъема и выброса жидкостной пробки при периодическом газлифте с отсечкой газа у башмака НКТ.

Работа пласта учитываются не только в период накопления, но и при подъеме и выбросе пробки.

В методике учитываются изменения физических свойств флюидов в зависимости от термодинамических условий в газлифтной скважине.

Практическая ценность.

Полученная программа позволила обосновать перевод четырех скважин месторождения Орито (Колумбия), по которым имелись все необходимые данные для расчетов, с непрерывного на периодический газлифт, что приведет к уменьшению расхода рабочего агента на 20 тысяч кубометров в сутки и увеличению дебитов скважин. В фонде газлифтных скважин месторождения Орито скважин со сходными параметрами около 30%.

Апробация работ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Чикайса Финлай Дарио

5.4. Выводы.

1. В малодебитных скважинах с умеренным коэффициентом продуктивности можно увеличить отборы жидкости с использованием технологии периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ. Низкий коэффициент продуктивности сильно снижает эффективности работы периодических газлифтных скважин, так как этот параметр непосредственно влияет на продолжительность периода накопления.

2. Расчеты показали, что диаметр подъемника, принятый при непрерывном газлифте, оказался оптимальным и при периодическом эксплуатации газлифтных скважин.

3. Результаты расчетов по оптимизации начальной высоты жидкостной пробки в малодебитных скважинах выявили, что с ростом этого параметра, как правило, уменьшается удельный расход газа, при этом дебит скважины стремится также к уменьшению. Поэтому оптимальный режим необходимо выбирать исходя из возможности получения большего дебита при приемлемом значении удельного расхода газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В диссертации проведен анализ технико-технологических возможностей различных модификаций периодического газлифта, на основе которого выявлено, что для условий месторождения Орито наиболее приемлемыми являются модификации периодического газлифта с использованием полузакрытых бескамерных установок с отсечкой газа у башмака подъемных труб.

На основе математического моделирования разработана методика для выбора оборудования и расчета параметров работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ. В методике учитывается изменение свойств флюидов на всех этапах работы газлифтной скважины. Учет работы пласта производится не только в период накопления, но и в период подъема и выброса жидкостной пробки.

Расчет свойств газа и жидкости впервые производится на каждом шаге расчета подъема, выброса и восстановления уровня. Это дает возможность учитывать влияние этих свойств на давления на входе и на выходе клапана и на изменение кинематических характеристик потоков в НКТ и кольцевом пространстве при подъеме и выбросе жидкостных пробок.

Проведены расчеты по переводу и оптимизации девяти скважин газлифтного комплекса месторождения Орито (Колумбия) на периодический режим их эксплуатации.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чикайса Финлай Дарио, Москва

1. А.с. 1488442 (СССР). Способ периодической газлифтной эксплуатации нефтяной скважины и устройство для ее осуществления. М., ин-т нефти и газа им. И.М. Губкина, авт. изобрет. В.А. Сахаров, Б.А. Акопян, В.Л. Василевский и др. - Заявл. 02.07.87. №4316798.

2. Абишев С.К., Булгаков P.P., Сахаров В.А. Экспериментальная установка по исследованию движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах для подъема высоковязких нефтей: Тр./МИНХ и ГП, вып. 156. - М.: Недра, 1982, с. 98-104.

3. Аджалов З.М. Исследование работы лифта замещения. Автореферат дисс. канд. техн. наук. АзИНЕФТЕХИМ, 1960, 13 с.

4. Аджалов З.М. К вопросу исследования лифта замещения. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1963, № 4, с.28-31.

5. Аджалов З.М. Некоторые вопросы лифта замещения. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1969, № 1, с. 28-30.

6. Аджалов З.М. Определение потери от утечки при работе лифта замещения. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1960, № 6, с. 2325.

7. Аджалов З.М. Определение расхода воздуха при работе лифта замещения. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1959, №12, с. 2123.

8. Аджалов З.М., Баба-Заде Ф.А. Определение коэффициента утечки при работе лифта замещения. — Нефтепромысловое дело, науч.-техн. сб. ЦНИИТЭНефтегаза, 1963, № 8, с. 26-28.

9. Ю.Айрапетян MA. Методика подбора и предварительного исследования скважин, переводимых на эксплуатацию плунжерным лифтом. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1941, № 5, с. 20-22.

10. П.Айрапетян М.А. Периодический лифт и его преимущества. Нефть, 1936, № 11, с. 17-25.

11. Айрапетян М.А., Шаньгин Н.А. Руководство по эксплуатации скважин плунжерным лифтом. Азгостоптехники издат., 1941.

12. Акопян Б. А. Разработка методики расчета режимов работы периодического газлифта. Дисс. канд. техн. наук. — МИНГ, 1989.

13. Алексеев Г.А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубиннонасосных скважинах. Вопросы добычи нефти в Башкирии, вып. 1, Уфа, 1968, с 54-60.

14. Алиев Е.М., Поладов А.Р. К вопросу определения величины остаточного столба жидкости в периодическом газлифте. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1982, № 10, с 36-37.

15. Алиев Е.М., Поладов А.Р., Рамазанова Р. А. К определению производительности установки периодического газлифта. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1986, № 1, с. 32-34.

16. Алиев Е.М., Поладов А.Р., Рамазанова Р. А. Расчет скорости вытеснения жидкости из камеры накопления и подъема при периодическом газлифте. В сб. тр. Баку, АзНИПИнефть, 1983, с. 3542.

17. Андриасов Р.С. Экспериментальные исследования гидравлических характеристик газлифтных клапанов. — НТС. Нефтепромысловое дело,1975, № 10, с 30-31.

18. Андриасов Р.С., Атаджанян Р.С. Исследование расходных характеристик газлифтных клапанов. НТС Нефтепромысловое дело,1976, №7.

19. Афанасьев В.А., Захаров В.А. Упрощенная методика расчета режима работы периодически фонтанирующих скважин. В сб. тр.: Повышениеэффективности процессов добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. Тюмень, сибНИИНП, 1988, с. 5-8.

20. Ахундов Ф.Г. Вопросы эксплуатации скважин периодическим газлифтом. Автореф. дисс. канд. техн. наук. Баку, 1975, 19 с.

21. Ахундов Ф.Г. Определение времени подъема жидкости в периодическом газлифте. В сб. тр. Баку, АзНИПИнефть, 1975, с 7173.

22. Ахундов Ф.Г. , Гаджиев Н.А. Регулирование циклов периодического лифта. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1984, № 11, с. 34-36.

23. Ахундов Ф.Г., Гаджиев Н.Г. Регулятор циклов периодического газлифта. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1989, № 2, с. 39-41.

24. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. — М., Недра, 1974.

25. Баба-Заде Ф.А. Выявление оптимальной скорости подъема жидкости в трубах при эксплуатации скважин лифтами замещения. — Нефтепромысловое дело, 1967, № 4, с. 34-37.

26. Баба-Заде Ф.А. Метод аналитического определения дебита скважин, эксплуатируемых лифтом замещения. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1966, № 10, с. 30-31.

27. Баба-Заде Ф.А., Мамедов A.M. Лифт замещения с отсечкой воздуха на забое. Нефтепромысловое дело, 1962, № 2, с. 37-39.

28. Батурин Ю.Е. и др. К методике согласования работы фонтанного лифта и продуктивного пласта в условиях нефтяных месторождений с большим газовым фактором. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1972, №4, с. 29-32.

29. Белов И.Г. Классификация установок периодического газлифта. — Машины и нефтяное оборудование, 1971, № 1, с. 14-18.

30. Белов И.Г. Новый способ периодической эксплуатации слабо фонтанирующих скважин. Сборник НТИ «Промышленность Кубани», вып. 3, декабрь 1957, с 21-23.

31. Белов И.Г. Применение гидропакерного автоматического поршня. — Нефтепромысловое дело, 1968, №7, с. 29-31.

32. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. — М., Недра, 1975, 142 с.

33. Газиев Г.Н. Новые методы эксплуатации нефтяных скважин. — М., Азернефтеиздат, 1936, 123 с.

34. Газиев Г.Н. Расчет индивидуальной установки насоса замещения. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1935, № 3, с. 23-30.

35. Гриффите П., Уоллис Г. Двухфазное снарядное течение: Труды американского общества инженеров механиков, серия «С». — Теплопередача, 1961, т. 81, с 99-112.

36. Горев В.Г., Попов В.А., Шигалов P.P., Грехов В.В. Расчет установки периодического газлифта./ Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти в Западной Сибири. Тюмень, 1985, с. 3-6.

37. Гукасов Н.А. К гидравлике свободного поршня. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 4,1962, с. 24-27.

38. Гукасов Н.А. Об одной задаче падения цилиндрического тела при турбулентном обтекании газом. Изв. АН Аз. ССР, № 2, 1964, с 142145.

39. Гукасов Н.А., Пирвердян A.M. Теоретическое исследование движения цилиндрических тел при турбулентном обтекании однородной жидкости.-Изв. АН СССР, № 3, 1962, с. 178-180.

40. Гуревич Г.Р. Методы расчета коэффициента сжимаемости и плотности многокомпонентных углеводородных смесей природных газов.

41. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. — М., Недра, 1984.

42. Д.X. Из практики применения периодического газлифта в Оклахоме. — «Нефть», 1935, № 12, 27 с.

43. Дмитриев И. А. и др. Опыт эксплуатации глубоких скважин периодическим газлифтом. Э.И. Сер. Нефтепромысловое дело, № 4, 1975, с. 1-5.

44. Джафаров Ш.Т., Гадашев М.А., Рагимов М.Г. и др. Результаты внедрения оборудования для периодической газлифтной эксплуатации нефтяных скважин. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1978, № 4, с 17-20.

45. Егоров П.И. Особенности работы и условия применения плунжерного лифта в нефтяных скважинах. Автореф. дисс. канд. техн. наук. -БашНИПИнефть, 1972, 23 с.

46. Захаров О.П. Расчет процесса пуска газлифтной скважины методом продавки. В кн.: Геология, геохимия, бурение и разработка нефти. — Алма-Ата: Каз. ПТИ, 1984, с. 88-98.

47. Захаров О.П. Расчет пусковых давлений при аппроксимации кривой поглощения жидкости пластом ломаной линией. — В кн.: Нефтегазоносность недр Казахстана, бурение и разработка месторождений. Алма-Ата, 1984, с. 102-110.

48. Казак А.К. Особенности эксплуатации нефтяных скважин плунжерным лифтом. — Нефтяное хозяйство, № 9, 1988, с. 50-63.

49. Круман Б.Б., Гейбович А.А., Кравченко Б.И. Установка для периодической газлифтной эксплуатации скважин. РНТС. Машины и нефтяное оборудование, № 2, с. 3-4.

50. Крылов А.П. Работа и расчет плунжерного лифта. — Нефтяное хозяйство, 1940, № 2, с. 3-8.

51. Крылов А.П., Лутошкин Г.С. Изучение гидравлических сопротивлений и удельного веса смеси при работе воздушных подъемников в лабораторных условиях. Тр./ВНИИ, вып. 8. -М.: Гостоптехиздат, 1958.

52. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление. Справочное пособие. М., Энергоатомиздат, 1990, 366 с.

53. Лавров В.В., Пронченко Г.А. Пути повышения технологических показателей и надежности оборудования газлифтных комплексов для добычи нефти./ТуркменНИПИнефть, 1986.

54. Ляпков П.Д., Стангу И. Эффективная вязкость водонефтяных эмульсий в каналах рабочих органов ПЭЦН. — Нефтепромысловое дело, 1976, № 2, с. 25-28.

55. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. Движение газожидкостных смесей в трубах. -М., Недра, 1978, 270с.

56. Меликов B.C. Периодическая компрессорная эксплуатация и основы ее рационализации. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1932, № 10, с.61-67.

57. Меликов B.C. Расчет и анализ работы насосов замещения. -Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1936 № 3, с 17-23.

58. Мокришев Э.П., Лунц Л.М., Консбаева К.К. и др. Применение газлифтного клапана дифференциального типа КУ-25. Нефтяное хозяйство, 1989, № 2, с. 31-35.

59. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М., Недра, 1972, 208с.

60. Мухаметшин Р.К., Гареев А.А., Сахаров В.А. и др. Повышение эффективности эксплуатации периодических газлифтных скважин. Нефтяное хозяйство, 1989, № 11, с. 40-43.

61. Нигай Ю.В., Егоров П.И., Баринов А.В., и др. Промысловые испытания установок периодического газлифта с автоматическим регулированием циклов газлифтными клапанами. — Нефтяное хозяйство, 1991, № 2, с. 45-46.

62. Определение границ эффективного применения периодического газлифта./ В.А.Попов, В.Г. Горев, В.А. Шибанов и др. Экспресс информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 1, с. 5-8.

63. Оптимизация работы газлифтных скважин в условиях прогрессирующего обводнения./ В.А. Сахаров, А.В. Воловодов. Б.А., Б.А. Акопян и др. — Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1989, вып. 8, 40с.

64. Пастушенко Г.И., Дмитриев И.А., Кравченко Б.И. и др. Методика выбора и перевода скважин на периодический газлифт. РНТС, Нефтепромысловое дело, 1973, с. 12-15.

65. Пахлавуни В.О. Теоретическое обоснование работы насосов замещения и их модификаций для применения в эксплуатации определенных категорий скважин. Дисс. канд. техн. наук. АзИНЕФТЕХИМ, 1953, 198с.

66. Периодическая эксплуатация нефтяных скважин. Сахаров В.А., Мищенко И.Т., Богомольный Г.И., Мохов М.А. М., МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1985, 70 с.

67. Пирвердян A.M. Исследование работы насосов замещения. Технический отчет, инв. № 70, АзНИХДН, 1938, 23с.

68. Пирвердян A.M. К теории воздушного подъемника. — Нефтяное хозяйство, 1951, № 4, с. 7-13.

69. Пирвердян A.M. Физические основы подъема жидкости сжатым воздухом. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1951, № 10, с. 4-7.

70. Повышение эффективности эксплуатации периодических газлифтных скважин./ Р.К. Мухаметшин, А.А. Гареев, В.А. Сахаров, Б.А. Акопян. — Нефтяное хозяйство, 1988, № 11, с. 40-43.

71. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. JL, Химия, 1982.

72. Руководство по применению периодического газлифта на месторождениях Западной Сибири. Фёдоров И.М., Горев В.Г., Попов В.А и др. РД 39-0148070-015. ВНИИ-86. Тюмень, СибНИИНП, 1986, 72с.

73. Руководство по применению способа подъема жидкости из скважин поршневым вытеснением сжатым газом. Егоров П.И., Нигай Ю.В., Воловодов А.В., Хакимов Р.С. РД 39-5753490-002-92. Сургут, СургутНИПИнефть, 1992, 56с.

74. Рылов Б.М., Марьенко В.П., Зинчук Н.С. Способ оптимизации цикличности работы скважин эксплуатируемых периодическим газлифтом. НТС, Нефтепромысловое дело, 1980, № 5, с. 23-24.

75. Савенков Г.Д., Бойко B.C., Савенков И.Г. Расчет процесса продавки скважин с учетом поглощения жидкости. — Известия ВУЗов, Нефть и газ, Баку, 1980, № 9, с. 27-32.

76. Савенков И.Г. Процессы, протекающие в системе «пласт-подъемник», при пуске скважины в эксплуатацию сжатым газом. Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Львов, 1977, № 14, с. 76-79.

77. Сахаров В.А., Акопян Б.А. Методика расчета показателей процесса пуска газлифтных скважин. Деп. по ВНИИОЭНГ, 27.07.87, № 1429.

78. Сахаров В.А., Воловодов А.В. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики.//НТЖ Сер. «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1994, Вып. 3-4, с. 2-11.

79. Сахаров В.А., Мохов М.А. Определение вязкости водонефтяных эмульсий. Нефтепромысловое дело, 1982, № 8, с. 16-19.

80. Сахаров В.А., Мохов М.А., Воловодов А.В. Установка для изучения процессов движения трехфазных смесей в вертикальных трубах. — Нефтепромысловое дело, 1983, № 11, с. 13-15.

81. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон и др. — М., Недра, 1984, 272с.

82. Сердий А.Г. Насосы замещения для эксплуатации нефтяных скважин. Тр./МНИ, 1939, т.1, М., Гостоптехиздат, с. 92-115.

83. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть I. — М., Недра, 1980, 375с.

84. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. — М., Недра, 1974.

85. Справочник по добыче нефти, т.Н. Под ред. И.М. Муравьева. — М., Гостоптехиздат, 1959, 589с.

86. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин./ Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов и др. М., Недра, 1984, 360с.

87. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под. общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. -М., Недра, 1983,455с.

88. Сулейманов А.Б., Аджалов З.М., Манафов А.А. Влияние устьевого давления на производительность периодического газлифта. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1974, № 6, с. 23-35.

89. Теория и практика газлифта. Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов и др. М., Недра, 1987, 256с.

90. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент. Спрабочник. Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М., Знергоиздат, 1982, 510с.

91. Уайт Дж.У. Плунжерный лифт. — Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982, №11, с 12-19.

92. Уинклер Х.У. Типы газлифтных установок для решения специфических эксплуатационных проблем. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, № 12, с. 29-34.

93. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М., Мир, 1972,440с.

94. Фёдоров И.М., Гречнев Н.П. Результаты испытания технологии периодического газлифта на Правдинском месторождении. Сб. науч. тр.: Повышение эффективности процессов добычи нефти на месторождениях Западной Сибири. — Тюмень, СибНИИНП, 1986, с. 2428.

95. Черемисин Н.А., Малышев А.Г., Юсупов К.С. Расчет температуры и давления по стволу фонтанирующих скважин. В сб. тр. — Тюмень, 1986, с 103-109.

96. Adair W.B. Calculating a gas-lift installation. Petrol. Eng. v.28, XI, 1956, sect B,P, p.41-51.

97. Brill J.P., Doerr T.C. and Brown K.E. An analytical description of liquid flow in small-diameter vertical conduits/. JPT, # 3, 1967, p. 419-432.

98. Brown K.E. and Jessen F.W. Evaluation of valve port size, surface chokes and fluid fall-back in intermittent gas lift installation. JPT, # 3, 1962, p. 315-362. Trans., AIME, 225.

99. Brown K.E. Gas lift theory and practice. Tulsa, Oklahoma, 1967, p. 320

100. Brown K.E., Lee R.L. Easy to use charts simplify intermittent gas lift design. World Oil, v. 66, # 2, 1968, p. 44-50.

101. Davis J.B. Improve gas-lift efficiency with deep chamber lift. Oil & Gas Journal, 1962, v. 60, # 4.

102. Formann F.B. Free piston has quick payout. Oil & Gas J. # 11, 1957.

103. Haberman W.L., Morton R.K. An experimental study of bubbles moving in liquids. Trans, of the Amer. Soc. Civ. Eng., 1956, vol. 121, p. 227-252.

104. Kirpattrick C.V. Fundamental of design of gas lift systems. Petrol. Eng. vol. 29, # 27, 1957, p. 41-49.

105. Kirpattrick C.V. Fundamental of gas lift. Pt. 2 Continuous or intermittent gas flow? Oil & Gas J. Vol. 53, # 17, 1954, p. 77-78.

106. Neely A.B., Montgomery J.W. and Vogel J.V. A field test and analytical study of intermittent gas lift. Soc. Pet. Eng. J. # 10, 1974, p. 502512.

107. Schmidt Z., Doty D.R., Lukong P.D., Fernandez O.F., Brill J.P. Hydrodynamic model for intermittent gas lifting of viscous oil. — JPT, vol. 36, #3.

108. Two-phase flow and heat transfer. Ed. by D. Butterworth and G.F. Hewitt. Oxford University Press, 1977, 515p.

109. White G.W., O'Connell B.T., Davis R.C., Berry R.P, Stacha L.A. An analytical concept of the static and dynamic parameters of intermittent gas lift. JPT, vol. 15, # 3, p. 301-308.

110. White G.W. combine gas lift, plunger to increase production rate. — World Oil, vol. 195, # 6, 1982, p. 69-76.

111. Winkler H.W. Improve your gas lift installations. World Oil, vol. 148, #5, 1959, p. 162-166.

112. Winkler H.W., Camp G.F. Down-hole chambers increase gas lift efficiency. Pt. 1,2. Petrol. Eng. J., vol. 28, # 69, 1956, p. 87-107.

113. Winkler H.W., Smith S. Gas lift manual. Cameo, Houston, Texas, 1962.

Информация о работе

Чикайса Финлай Дарио
кандидата технических наук
Москва, 2003
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы