Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений"

На правах рукописи УДК 622 276

Г804

С. V

ДУБРОВ ЮРИИ ВЛАДИМИРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

УХТА 2007

003057804

Работа выполнена в филиале Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «СеверНИПИгаз», а также в ООО «Севергазпром»

Научный руководитель кандидат технических наук

Долгушин Николай Васильевич

Официальные оппоненты доктор технических наук

Коноплев Юрий Петрович,

доктор технических наук Николаев Валерий Александрович

Ведущее предприятие - филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» - институт «ПечорНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 18 мая 2007 года в 10 00 часов на заседании диссертационного совета Д212 291 01 Ухтинского государственного технического университета по адресу 169300, Республика Коми, г Ухта, ул Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета

Автореферат разослан 10 апреля 2007 года

Ученый секретарь диссертационного совета, к т н , доцент

НМ Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время ряд газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в стране находится на поздней стадии разработки, для которой характерны такие осложнения в работе скважин как низкие дебиты, скопление жидкости на забоях, прогрессирующие водопроявления и др

Проблема обеспечения условий рациональной эксплуатации газоконденсатных' скважин в условиях пониженного пластового давления, накопления жидкости на забоях и прогрессирующих водопроявлений на завершающей стадии разработки месторождений является весьма актуальной Своевременное решение данной проблемы обеспечит более высокие дебиты скважин и продление срока их эксплуатации, обеспечит более высокую конечную углеводородоотдачу пластов, улучшит экономические показатели работы нефтегазодобывающих предприятий

Цель работы. Разработка и применение технологических приемов и технических устройств для эффективной эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения Основные задачи исследований

1 Обосновать целесообразность применения газлифтного способа для эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения

2 Разработать расчетную методику определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи газа, сбора скважиннои продукции, а также получить критерии обоснования применимости способа На основе промыслового опыта осуществить практическую проверку разработанной методики

3 Обосновать применение двухфазных струйных аппаратов для эксплуатации газоконденсатных скважин в сочетании с газлифтным способом эксплуатации

' Имеется в виду как газокондемсатные, так и нефтегачоконденсатные скважины

(газлифтно-струйный способ эксплуатации2) путем проведения экспериментальных стендовых и промысловых исследований

4 Разработать расчетную методику определения параметров работы газлифтно-струйной системы с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, систем подачи газа и сбора продукции, осуществить практическую проверку ее применимости

5 Разработать конструкции технических устройств для газлифтно-струйной эксплуатации скважин

6 Усовершенствовать технологические приемы освоения газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения, а тюке разработать методику расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен

Научная новизна.

1 В результате проведенных с непосредственным участием автора теоретических и экспериментальных исследований обоснована возможность применения газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения в промышленном масштабе

2 Разработана расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, систем подачи газа и сбора продукции Составленная система уравнений решена численными методами для граничных условий, определяемыми условиями промыслового сбора продукциии Осуществлена ее практическая проверка и получены критерии обоснования границ применения

3 На основе экспериментальных стендовых исследований двухфазных струйных аппаратов проведенных в диапазоне, максимально приближенном к скважинным условиям, обоснована возможность применения газлифтно-струйного способа эксплуатации газоконденсатных скважин

4 Разработана методика расчета определения давления на приеме двухфазного струйного аппарата для условий эксплуатации скважин и методика расчета

1 Термин введен в процессе проведения исследований

параметров работы газлифтно-струйной системы Газлифтно-струйная система включает в себя газопровод подачи рабочего газа, затрубное пространство скважины, двухфазный струйный аппарат, призабойная зона пласта, газожидкостной подъемник в обсадной колоне, хвостовике НКТ и лифтовой колонне, шлейф скважины

5 В промышленном масштабе проведены промысловые испытания газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин Осуществлена практическая проверка разработанной методики расчета газлифно-струйной эксплуатации скважин

6 На уровне изобретений с участием автора разработаны конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки

7 Усовершенствованы технологические приемы освоения скважин Разработана инженерная методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен, которая включает в себя численное решение уравнений, описывающих работу системы двухфазный струйный аппарат, циркуляция пены в стволе скважины На уровне изобретения разработана конструкция струйного насоса для освоения скважин

Практическая ценность и реализация результатов работы Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования позволили осуществить практическую проверку разработанных методик расчета определения параметров газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин Установлено, что предложенные методики расчета являеюся достаточно надежными для практических расчетов и могут применяться для проектирования газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения Все это позволило осуществить промышленное внедрение вышеуказанных способов для эксплуатации скважин Вуктыльского НГКМ, а также использовать разработанные методики расчета для прогнозирования параметров эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения

Внедрение в практику газлифтно - струйного способа эксплуатации позволяет увеличить производительность низкодебитных, обеспечить ввод в эксплуатацию простаивающих обводненных газоконденсатных и газонефтяных скважин, прогнозировать и оптимизировать режим их работы Этот способ эксплуатации

скважин рекомендуется применить на таких месторождениях с уникальными запасами как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское

Газлифтно-струйный способ эксплуатации скважин по сравнению с обычным газлифтом позволяет эксплуатировать скважины при очень низком пластовом давлении В частности, Вуктыльское НГКМ можно разрабатывать данным способом, согласно расчетам, при пластовом давлении 1,7 МПа (глубина скважин 3200 м), экономически рентабельном дебите газа до 5 тыс. м3/ сут и дебите конденсата до 0,5 м3/сут При этом добыча жидкой фазы по сравнению с традиционным газлифтом увеличивается

Разработанные составы для освоения скважин в условиях высокой минерализации пластовых вод и высокого содержания конденсата позволили увеличить текущую производительность низкодебитных и обеспечили ввод в эксплуатацию простаивающих скважин при одновременном сокращении сроков их ремонта

Внедрение разработанных технологических процессов и технических средств на 36 низкодебитных и простаивающих скважинах позволило получить экономический эффект 86,4 млн рублей (долевое участие автора 28 млн руб )

Апробация работы. Материалы работы докладывались на научно-технических советах ООО «Севергазпром», Вукгыльского газопромыслового управления, филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИгаз», на кафедре РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета, профильных научно-технических конференциях

Публикации. По теме диссертации опубликовано тринадцать печатных работ Диссертация выполнена в филиале Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «СеверНИПИгаз», а также в ООО «Севергазпром»

Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание научному руководителю к т н Долгушину Н В , сотрудникам «СеверНИПИгаза» к т н Гурленову ЕМ, к т н Федосееву А В, профессору кафедры РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета Мордвинову А А, сотрудникам ООО «Севергазпром» к т н Захарову А А , Шелемею С В , Иванову

В В , Салюков} В В

Автор с благодарностью вспоминает безвременно ушедшего ректора Ухинского индустриального института д т н профессора Геннадия Васильевича Рассохина, под руководством которого автор начинал свою научную деятельность в данном направлении

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка литературы содержащего 97 наименований Работа изложена на 186 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 30 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении охарактеризована актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и апробация работы

В первом разделе на примере Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения выявлены особенности эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения Показано, что в связи с падением дебита скважин в данный период разработки месторождения в ряде скважин не достигается необходимой скорости выноса жидкости с забоев, что количество скважин со столбами жидкости на уровне и выше башмака лифтовой колонны будет увеличиваться Поэтому необходимо, учитывая техническое состояние скважин, обеспечить принудительное удаление жидкости с забоев

Второй раздел посвящен вопросам применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин Эффективность газлифтного способа эксплуатации существенно зависит от расхода и давления закачиваемого газа, глубины скважины и пластового давления, структуры поднимаемого потока, диаметра лифтовых труб, интенсивности притока флюида из пласта и других факторов Одной из основных проблем, связанных с газлифтным способом подъема жидкости, является подбор оптимального технологического режима работы скважины Практическое применение газлифтного способа добычи нефти освещено в работах Белова И Г , Дюке С X., Гужова А И , Зайцева Ю В , Максутова Р А ,

Мищенко И Т, Мулаева Б Т, Попова В А, Сахарова В А, Силаш А П, Щурова В.И и др Несмотря на очевидные достоинства газлифтного способа эксплуатации скважин, на нефтегазоконденсатных месторождениях, до внедрения на Вуктыльском НГКМ, данный способ подъема жидкости с забоя газоконденсатных скважин в промышленном масштабе не применялся В диссертационной работе приведен обзор современных представлений о количественных и качественных процессах лифтирования газонефтяных и газоконденсатных смесей в вертикальных трубах Принято решение, что расчет параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин необходимо выполнять с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, систем подачи газа и сбора продукции (четыре звена одной системы) Для чего стедует численно решить систему уравнений, описывающих приток флюидов из пласта, двухфазное течение по трубопроводам, нисходящее течение двухфазной смеси (или сухого энергетического газа) в затрубнюм пространстве скважины, восходящее течение газожидкостной смеси по лифтовым трубам Составлена система уравнений следующего вида

Р,

у

с/

= +вк, + е„> р,

Р» ~Р32 = ¿в . + в<2

2

г > ,

q. = я.(л. - л), е. = - ^з).

где gt„ ge, - расходы газа, конденсата и воды в рабочих условиях в

соответствующих сечениях, Ргр - давление рабочего газа, Р„ - давление в затрубном пространстве скважины; Рб - давление на башмаке лифтовой колонны, Р3 - давление на середине интервала перфорации, Рбуф - давление на буфере скважины, Рт - пластовое давление, Рю= const - давление на входе в УКПГ, определяемое условиями подготовки газа и работы дожимной компрессорной станции, Qi - дебит газа скважины, Qe - дебит воды скважины, QK - дебит конденсата скважины, поступающего на забой в жидком виде, Ке - коэффициент продуктивности скважины по воде, Кк- коэффициент продуктивности скважины по жидкой фазе газового конденсата, а - средний угол наклона восходящих участков шлейфа, L - длина шлейфа, Z - суммарная длина восходящих участков шлейфа, Нет Нпт - глубина скважины, подвески лифтовых труб, d, - внутренний эквивалентный диаметр в соответствующем сечении, vc, - скорость смеси в i-м сечении, F3— площадь сечения рабочего потока

Истинное газосодержание ср, и коэффициент гидравлического сопротивления для смеси ЛС1 рассчитываются по соответствующим соотношениям в зависимости от режима течения газожидкостной смеси в данном сечении рабочего потока

Индекс 1 относится к i-му участку потока, при разделении колонны на п частей, в пределах которого расходные параметры считаются постоянными

Особенностью этой системы уравнений заключается в том, что она имеет два решения (рис 1) При этом одно из них соответствует неустойчивому, а другое устойчивому режиму работы рассматриваемой четырехзвенной системы Поиск экстремума Р„ —► шах при решении системы уравнений позволяет найти максимальное входное давление, при котором возможна работа скважины при выбранной конструкции лифтовой колонны и значениях давления рабочего газа

Проведение расчетов по вышеуказанной системе уравнений для реальных значений давления рабочего газа, глубины подвески лифтовых труб, давления на входе в УКПГ позволяют получить

1 Изменение рабочего диапазона расхода рабочего газа при снижении его

Р вх, МПа

Р вх max

О 8 _

1 8-

16-

14-

1 2 -

1 0

О гр, тыс мЗ/сут

10 0

20 0

30 О

40 0

50 О

Рис 1 Зависимость расчетного давления на входе в УКПГ (Р вх) от расхода рабочего газа

Р вх = const - действительное давление на входе в УКПГ, Р вх max - максимальное давление на входе в УКПГ, при котором возможна газлифтная эксплуатация скважины, (1) - точка неустойчивой работы, (2) - точка максимального давления, (3) - точка устойчивой работы

давления Таким образом, имеется возможность выбрать оптимальное давление рабочего газа (рис 2),

2 Зависимость максимальной глубины подвески лифтовых труб от величины давления рабочего газа, при которой возможна эксплуатация скважины для данного давления рабочего газа (рис 3) Эта кривая используется для выбора глубины подвески лифтовых труб,

3 Зависимость максимальной величины входного давления на УКПГ от величины давления рабочего газа, при которой возможна эксплуатация скважины для данной глубины подвески лифтовых труб (рис 4) Зависимость используется для определения необходимого давления рабочего газа при изменении входного давления на УКПГ,

4 Зависимость суммарного отбора жидкости из скважины от глубины спуска лифтовых труб при данном давлении на входе в УКПГ (рис 5) Кривая служит для определения добывных возможностей скважины,

(Qrp)

Р вх, МПа

Рвх max

1 8 _

1 6 -

PBx = const

1 4

! 2 _

1 0 _

08 _

Q гр, тыс мЗ/сут

10 О

20 0

30 О

40 0

50 О

Рис 2 Изменение рабочего диапазона расхода рабочего газа при снижении его давления (1)- зависимость для давления рабочего газа Р гр = 4 5 МПа, (2)- для давления рабочего газа Р гр = 3 5 МПа, (3) - Зависимость для давления рабочего газа Р гр = 2 8 МПа (4)-диапазон расхода рабочего газа (Qrp) для давления рабочего газа Р гр = 4 5 МПа, (5)-диапазон расхода рабочего газа (Qrp) для давления рабочего газа Р гр = 3 5 МПа, Рвх = const -давление на входе в УГПГ, Рвх max - максимальное давление на входе в УКПГ, при котором возможна эксплуатация скважины для данного расхода рабочего газа

5 Зависимость суммарного отбора жидкости из скважины от величины давления рабочего газа при данной конструкции скважины и величине давления на входе в УКПГ (рис 6)

Сопоставление результатов расчетов с данными промысловых исследований по определению оптимальных параметров газлифтной эксплуатации скважин позволило применить предложенный подход к проектированию газлифтной эксплуатации для прогнозирования показателей разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения в завершающий период его разработки

В работе рассмотрены вопросы практического применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки При проектировании газлифтной эксплуатации скважин весьма важным является вопрос получения исходных данных для проведения расчетов Подробно рассмотрена возможность применения известных приближенных методов получения нужной информации Приведены конкретные примеры

)

Рис 3 Зависимость оптимальной глубины спуска лифтовой колонны (Н) от величины давления рабочего газа (Ргр) (1)- точка глубины спуска лифтовых труб, при котором возможен отбор продукции из скважины, (2>- максимальная глубина спуска лифтовых труб, соответствующая глубине скважины

Рис 4 Зависимость величины максимально возможного давления на входе в УКПГ (Рвх) от величины давления рабочего газа (Ргр) Рвх тах - давление на входе в УКПГ, при превышении которого начинается поглощение рабочего газа пластом, (1) - точка запуска (2) - точка начала поглощения рабочего газа

Рис 5 Зависимость суммарного отбора жидкости из скважины (Ож) от глубины спуска лифтовых труб (Н) Н скв - глубина скважины, (1) - точка минимальной глубины подвески лифтовых труб, (2) - точка максимального отбора жидкости, (3) - глубина подвески соответствует глубине скважины

Рис 6 Зависимость достижимой величины суммарного отбора жидкости (С>ж) из скважины от величины давления рабочего газа (Ргр) (1)- точка запуска, (2) - точка максимально достижимого отбора, (3) - точка начала поглощения рабочего газа пластом

перевода газоконденсатных скважин на газлифтный способ эксплуатации. Установлено, что предложенная методика расчета является достаточно надежной для практических расчетов и может применяться для проектирования газлифтной эксплуатации скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения

Проведение расчетов по предложенной методике позволяет получить минимальные значения пластового давления, при которых еще возможно применить газлифтный способ для эксплуатации газоконденсатных скважин

В третьем разделе исследовались вопросы применения двухфазных струйных аппаратов в целях совершенствования технологии эксплуатации газоконденсатных скважин Принципиальная схема применения струйных аппаратов для эксплуатации скважин общеизвестна В результате анализа различных условий расчетов и возможности применения струйных аппаратов для эксплуатации газовых скважин с жидкостью на забое отмечается следующее

1 Большинство методик для расчета двухфазных струйных аппаратов разработано для условий применения в качестве рабочего агента жидкости,

2 Опыт применения струйных аппаратов для подъема продукции скважин относится к применению жидкостно-газовых струйных аппаратов Опыт промышленного применения газо-жидкостных струйных аппаратов для подъема газожидкостных смесей До проведения исследований в настоящей работе, по мнению автора, отсутствовал

3 Отсутствует методика расчета газлифтно-струйной эксплуатации скважин

4 При расчете применения газо-жидкостного струйного аппарата для подъема продукции скважины в условиях завершающей стадии разработки возникает необходимость учета совместной работы системы двухфазный струйный аппарат -газожидкостной подъемник (то есть газлифтно-эжекторной системы) Для проектирования применения газо-жидкостного струйного аппарата в газоконденсатной скважине в реальных условиях необходимо учитывать в расчетах совместную работу пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, систем подачи рабочего газа и сбора продукции

Для изучения возможности применения двухфазных газо-жидкостных струйных аппаратов для подъема жидкости с забоев скважин были проведены

стендовые исследования с максимальным приближением к реальным скважинным условиям. Для проведения исследований был спроектирован и изготовлен экспериментальный стенд (рис 7).

Рис 7 Схема экспериментального стенда для исследования характеристик работы скважинных двухфазных струйных аппаратов (1)-Струйный аппарат в испытательной камере, (2)- Разделительная емкость с пластовой жидкостью, (З)-Газовый сепаратор, (4)-Диафрагма замера расхода энергетического газа, (5)-Диафрагма замера расхода газа сепарации, (б)-Уровень замера объемного расхода жидкости, (7)-Линия ввода энергетического газа, (8)-Линия подачи пластовой жидкости, (9)-Линия выхода газа сепарации, (Ю)-Линия выхода отсеяарированной жидкости, (И)- Вентиль отбора проб пластовой жидкости, (12), (13), (14) - Регулировочные вентили

В результате разработана расчетная методика определения параметров газлифтно-струйной эксплуатации скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, систем подачи газа и сбора продукции

Система уравнений имеет виц

о =а

\рг -р2 1

г ^

гр гзт I м

Я 2 Р Т Ь м ^ гр ср м

где ()гр - расход рабочего газа. Ргр - давление рабочего газа на УКПГ, Р, -давление в затрубном пространстве скважины, <4 - диаметр газопровода подачи рабочего газа, Хм - коэффициент гидравлического сопротивления газопровода

подачи рабочего газа; ргр - плотность рабочего газа, Тср - средняя температура газа, Ьи- длина трубопровода подачи рабочего газа, а - коэффициент размерности

где Хш - коэффициент гидравлического сопротивления затрубного пространства, йа - эквивалентный диаметр, Рр^ - давление рабочего газа на входе в сопло струйного аппарата, р - относительная плотность рабочего газа, Нел - глубина подвески струйного аппарата,

где Р„ - давление на приеме струйного аппарата, Рб - давление на башмаке насосно-компрессорных труб, Рзаб — забойное давление, с/, -диаметр хвостовика (или колонны) в соответствующем 1-м сечении, УС1 - скорость смеси в 1-м сечении, рж, - плотность жидкости в 1-м сечении, рг, - плотность газа в 1-м сечении, ра -плотность смеси в 1-м сечении, Нскв - глубина скважины, НЛт - глубина подвески лифтовых труб скважины, Нса - глубина подвески струйного аппарата, Д, <р, -расходное и истинное газосодержание в 1-м сечении, для 1-го давления и температуры, Лс/ - гидравлическое сопротивление для двухфазной смеси в 1-м сечении

Истинное газосодержание ср, и коэффициент гидравлического сопротивления для смеси рассчитываются по соответствующим соотношениям в зависимости от режима течения газожидкостной смеси на данном участке

Устьевое давление Ру скважины и давление на входе в УКПГ рассчитывается по давлению смеси на выходе из двухфазного аппарата

СА

а

заб

-В В*

с;

лт '

О =К (Р -Р ,) , О =К (Р -Р ,) , в4 /и заб' ' ^к пл заб' '

в в^ пл~ заб

пп заб

где (2& 2/с - дебиты воды и конденсата соответственно, Кв, Кк - коэффициенты продуктивности для воды и конденсата (для притока в жидкой фазе), Рт -пластовое давление, Р,аб - давление на забое скважины £)гс - дебит газа скважины, Рех - давление на выходе в УКПГ, Рвх^соШ, то есть является граничным условием, /.-длина шлейфа, а- средний угол наклона восходящих участков шлейфа, Ъ - общая длина восходящих участков шлейфа Расход конденсата в каждом сечении Оки определяется с помощью расчета свойств фаз по уравнению Пенга-Робинсона Для сверхкритической степени расширения рабочего газа

где fp. - площадь сечения сопла в критическом течении, fpi - площадь сечения на выходе из сопла (для случая цилиндрического сопла fp. =fpi), fi - площадь сечения цилиндрической части камеры смешения, f„2 - площадь сечения входного участка камеры смешения, Рс - давление смеси, Рр - давление рабочего потока, Рп -давление инжектируемого потока, U, иж Ur - коэффициенты инжекции суммарный, по жидкости и по газу соответственно, Per, Тег - стандартные давление и температура, ркт - плотность газа в стандартных условиях, рж - плотность эжектируемой жидкости, ZP, Zn, Zc - коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлении рабочем, на приеме струйного аппарата и смеси соответствен, ц/ -уточняющий коэффициент для известных величин коэффициентов скоростей

струйного аппарата для условий эжектирэвания пластовой смеси в скважинном струйном аппарате, Кр - коэффициент адиабаты рабочего газа, П, Л, Е -газодинамические функции в соответствующих сечениях Для докритической степени расширения рабочего газа

Данная система уравнений решается численным методом При этом имеется всего лишь два граничных условия системы «трубопровод подачи рабочего газа -затрубное пространство скважины - рабочее сопло - приемная камера - хвостовик струйного аппарата - пласт - газожидкостной подъемник - трубопровод сбора продукции скважины (шлейф)» Это давление на выходе системы распределения рабочего газа Ргр = const и давление на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) Рвх = const

Проведенные стендовые исследования, а также расчеты по предложенной методике показали эффективность применения двухфазных струйных аппаратов для эксплуатации газоконденсатных и нефтегазоконденсатных скважин Реально достижимая величина повышения давления продукции скважины в струйном аппарате для условий завершающей стадии разработки оценивается в 1,5 МПа

Сопоставление результатов расчетов с данными стендовых испытаний струйных аппаратов показало возможность применения предложенной методики для проектирования газлифтно-струйной эксплуатации

С непосредственным участием автора разработаны на уровне изобретений конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки Скважинная установка (рис 8) содержит колонну труб, пакер и спускаемый струйный аппарат с активным соплом, камерой смешения, диффузором и корпусом Струйный аппарат в сборе спускают в скважину и извлекают из нее на кабеле без

Пассивная среди

Рис 8 Скважинная газлифтно-струйная установка

подъема колонны лифтовых труб

В разделе также освящены промысловые испытания и практический опыт газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин Рассмотрены конкретные примеры практического применения данного способа эксплуатации Проведенные промысловые испытания показали эффективность применения двухфазных струйных аппаратов для эксплуатации скважин даже в тех случаях, когда снижение пластового давления привело к невозможности эксплуатации скважины газлифтным способом при данной продуктивной характеристике Показано, что предложенная расчетная методика определения параметров газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин является достаточно надежной и может применяться для проектирования в реальных промысловых условиях

В четвертом разделе исследованы проблемы освоения скважин на завершающей стадии разработки месторождения, когда традиционные способы освоения скважин не приводят к положительному результату В результате

предложена (выполненная на уровне изобретения) конструкция струйного насоса для освоения скважин, предложены составы пенообразующей жидкости, а также способ освоения скважин с временным блокированием продуктивного пласта трехфазной пеной Разработана методика расчета процесса освоения скважин двухфазными пенами в условиях низких пластовых давлений

Для осуществления процесса освоения скважины необходимо выполнить следующие условия

Рбащ ^ Рпл ~ &Рпл>

где Рбаш - давление на башмаке НКТ в процессе циркуляции пены, Рт - пластовое давление, &Рт - необходимая депрессия на пласт с учетом столба жидкости ниже башмака колонны НКТ,

Р < Р

1 и 1 ШП'

где Ри - давление на приеме в камеру смешения струйного аппарата,-давление газа в шлейфе скважины

Р < Р

* рж 1 агр>

где Ррж - давление пенообразующей жидкости на входе в сопло струйного аппарата, Рагр - максимальное давление, развиваемое насосным агрегатом, Потери на трение при движении пены в насосно-компрессорных трубах

АР =Л -•смА«- ДА>

*р га

где 1см - коэффициент гидравлического сопротивления, усм - скорость движения смеси газа и жидкости и пены, рсм - плотность пены, <1 - диаметр лифтовой колонны, АЛ - длина участка лифтовой колонны, Гравитационные потери

ДР =р g ДЛ ' Рсм=Р Рг+$-Р) Рж,

гр ы

р - расходное газосодержание С учетом свойств пенообразователя принимается, что расходное газосодержание равно истинному Градиент давления на участке ДЛ

ДЛ я й ж

РЛ ' Яхрж '

где - расход газа и жидкости в рабочих условиях, р!р, рж - плотность

газа и жидкости в рабочих условиях, ргн, - плотность газа в нормальных условиях, Ррг , Тр - рабочие давление и температура на данном участке потока, Р„ , Г„ -давление и температура нормальных условий, 2 - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях, £>гн - расход газа в нормальных условиях, и - массовый коэффициент инжекции струйного аппарата при закачке пены в скважину Давление смеси на выходе из струйного аппарата

РС=РМ $ (Ррх-Ри) Р V £+2 гд »Ш. к & Ц

/> & А/Л > Рр /з 0«РЖ

где Ррж - давление пенообразующей жидкости на входе в рабочее сопло, Рс -давление смеси на выходе из инжектора; Р„ - давление инжектируемого потока, {¡>1 ,<р2 ,(рз ,<р4 - коэффициенты скорости рабочего сопла, камеры смешения, диффузора и приемной камеры соответственно, рр, р„, рс - плотности соответственно рабочего, инжектируемого и смешанного потоков, /3 площади выходного сечения рабочего сопла, инжектируемого потоков при входе в камеру смешения и камеры смешения соответственно

Численное решение вышеприведенных уравнений позволяет, для заданных характеристик насосного агрегата и давления газа в шлейфе скважины, определить геометрические характеристики струйного аппарата для достижения в процессе освоения необходимой депрессии на пласт.

В пятом разделе выполнена экономическая оценка применения газлифтно-струйного способа на конкретных скважинах Вукгыльского НГКМ В качестве базового варианта для сравнения принят газлифтный способ эксплуатации Эффект от внедрения разработанной технологии получен за счет дополнительных объемов газа и конденсата, полученных в послеремонтный период работы скважин В результате расчетов получено, что установка струйных аппаратов на низкодебитных скважинах Вуктыльского НГКМ (скважины №№ 136, 199, 33, 128, 163, 167-Вуктыл) оказалась целесообразной, тк данное мероприятие приносит в 2,5 раза больше прибыли, чем эксплуатация без установки струйных аппаратов Срок окупаемости установки струйных аппаратов составляет 3-4 года

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Разработана расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения. Составленная система уравнений решена численными методами Установлены критерии нахождения предельного значения пластового давления, при котором еще возможна эксплуатация скважин газлифтным способом

2 Спроектирован и изготовлен стенд для экспериментального исследования работы двухфазных струйных аппаратов (насосов)

3 На основе теоретических и экспериментальных исследований разработана методика расчета параметров работы газлифтно-струйной системы (газопровод подачи рабочего газа - затрубное пространство скважины - двухфазный струйный аппарат - призабойная зона пласта - газожидкостной подъемник в эксплуатационной колонне, хвостовике и лифтовой колонне - шлейф скважины)

4 Проведены в промышленном масштабе промысловые испытания газлифтного и газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин Установлено, что по сравнению с газлифтным способом, газлифтно-струйный способ позволяет

• эксплуатировать скважины при меньшем (для условий Вуктыльского НГКМ в 1,5 - 2,0 раза) пластовом давлении,

• извлекать больше (для условий Вуктыльского НГКМ в 2,0 - 2,5 раза) жидкости из скважины (нефтеконденсата и пластовой воды),

• существенно повысить продуктивность скважины по газу.

При этом относительная эффективность применения газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин по сравнению с газлифтным способом повышается по мере снижения пластового давления

5 Разработаны конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки Разработки защищены двумя патентами Российской Федерации

6 Разработана и проверена в промысловых условиях инженерная методика расчета процесса освоения (вызова притока из пласта в скважину) с помощью двухфазных пен в условиях завершающей стадии разработки месторождения Разработана на уровне изобретения конструкция струйного насоса для освоения скважин

7 Разработаны и опробованы рецептуры пенообразующих жидкостей для освоения скважин

8 Разработана и опробована технология освоения скважин двухфазными пенами с временным блокированием продуктивного пласта

9 Разработанные технологии и технические устройства позволяют

• продлить срок эксплуатации газоконденсатных скважин,

• увеличить коэффициенты извлечения газа и конденсата из продуктивных пластов

ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Дубров Ю В , Мордвинов А А , Федосеев А В Использование двухфазных струйных насосов для эксплуатации низкодебитных газоконденсатных скважин // Нефтегазовое дело - Уфа УГНТУ, 6 12 2006 - 7 с - Режим доступа Ьйр/Лулулу о§Ьив ги

2 Дубров ЮВ Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин // Нефтяное хозяйство - 2007, №2 - С 114-116

3 Федосеев А В., Шоль НГ, Дубров ЮВ Особенности освоения скважин в условиях АНПД и водопроявлений // Тезисы докладов Всесоюзной конференции "Гидравлика буровых и тампонажных систем" - Ивано-Франковск, 1988 - С 62

4 Гуревич А С, Дубров Ю В , Шалаева Н М Удаление жидкости из скважин Вуктыльского газоконденсатного месторождения с помощью струйных аппаратов // Материалы республиканского научно-технического семинара "Разработка полезных ископаемых и горношахтное строительство» - Ухта, 1988 -С 177-180

5 Дубров Ю В, Тарасов С Б, Куцевалов Ю А./Расчет параметров газлифтной эксплуатации скважин // Тезисы докладов Всесоюзной конференции " Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны" -М,1989 -С 186-187

6 Дубров Ю В , Тарасов С Б Внедрение способа эксплуатации газоконденсатных скважин с помощью струйных аппаратов на Вуктыльском месторождении //

Тезисы докл науч - техн конференции «Разработка газоконденсатных месторождений, пути повышения коэффициента конечной газоотдачи» -Ашхабад, 1989 -С 20-21.

7 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождения /АС Гуревич, Ю В Дубров, В Н Козлов, В Г Подюк // Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Доклады международной конференции Секция Технология добычи природного газа и конденсата - Краснодар, 1990 - С 35-37

8 Федосеев А В , Шеин Ю В Дубров Ю В. Освоение скважин при АНПД// Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции "Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии" - М . КФ ВНИИГАЗ, 1990 - С 66-67

9 Федосеев А В , Дубров Ю В Опыт внедрения газлифтных методов эксплуатации газоконденсатных скважин на Вуктыльском НГКМ // Сб научных трудов "Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений" -М ВНИИГАЗ, 1991 - С 94-98

10 А С 1622647 Струйный насос / Н Г Шоль, А В Федосеев, Ю В Дубров, Н А Гужов-Опубл 23 01 1991 г // Б И, № 3

11 Патент № 2169296 Струйный аппарат/ А В Федосеев, ЮВ Дубров, С В Шелемей и др - Опубл 20 06 2001, Бюл № 17

12 Патент № 2171920 Скважинная насосная установка/ А В Федосеев, ЮВ Дубров, С В Шелемей и др - Опубл 10 08 2001, Бюл № 22

13 Предупреждение и устранение осложнений при освоении скважин в условиях АНПД / А А Мордвинов, В В Крачковский, А В Федосеев, Ю В Дубров // Науч - техн Сб Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо - Западном регионе Росии, ч 2 «Разработка и эксплуатация месторождений Комплексные исследования пластов и скважин» Книга 2-Ухта Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИГаз», 2005 - С 75-79

Соискатель

ЮВ Дубров

Отпечатано в ООО Инженерно-Техническом Центре «Арм» 169300, Республика Коми, г Ухта, Набережная Нефтяников, д 11а Формат 60x84/ 28 Бумага офсетная Тираж!00экз Заказ№7431

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Дубров, Юрий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ (НА ПРИМЕРЕ ВУКТЫЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ).

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1. возможность применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин

2.2. Структура восходящего газожидкостного потока в лифтовых трубах. Истинное газосодержание

2.3. Гидравлическое сопротивление при кольцевом течении газожидкостных смесей в скважине.

2.4. Влияние обводнения пластовой продукции на гидравлические характеристики скважин.

2.5. Принципы выбора и обоснования оптимального диаметра лифтовых труб.

2.6. Расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи газа и сбора продукции.

2.7. практический опыт применения газлифта для эксплуатации газоконденсатных скважин.

2.7.1. основные критерии выбора объектов для газлифта.

2.7.2. получение исходных данных для проектирования газлифтной эксплуатации скважин. результаты промысловых исследований газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин

3. РАЗРАБОТКА ГАЗЛИФТНО-СТРУЙНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

3.1 Теоретические предпосылки способа удаления жидкости из ствола газоконденсатной скважины с помощью двухфазных струйных аппаратов.

3.2. экспериментальные стендовые исследования работы двухфазных струйных аппаратов.

3.3. Расчетная методика определения давления на приеме струйного аппарата.

3.4. Расчетная методика определения параметров газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, системы подачи газа и сбора продукции.'.

3.5. Разработка конструкции скважинного двухфазного струйного аппарата.

3.6. Разработка конструкции скважинной газлифтно-струйной установки.

3.7. Промысловые испытания и практический опыт газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1 Технология вызова притока из пласта.

4.2 Методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен.

4.3 Конструкция струйного насоса для освоения газоконденсатных скважин.

5. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЕВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН.

5.1. Варианты для сравнения экономической эффективности.

5.2. форма проявления экономической эффективности.

5.3. Выручка от реализации.

5.4. Эксплуатационные затраты.

5.5. Налогообложение.

5.6. Прибыль предприятия.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений"

Актуальность проблемы. В настоящее время ряд газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в стране находится на поздней стадии разработки, для которой характерны такие осложнения в работе скважин как низкие дебиты, скопление жидкости на забоях, прогрессирующие водопроявления и др.

Проблема обеспечения условий рациональной эксплуатации газоконденсатных1 скважин в условиях пониженного пластового давления, накопления жидкости на забоях и прогрессирующих водопроявлений на завершающей стадии разработки месторождений является весьма актуальной. В процессе эксплуатации низкодебитных скважин даже небольшой объём поступающей из пласта жидкости вызывает её скопление* на забое. Рациональная эксплуатация газоконденсатных скважин возможна только при постоянном удалении столбов жидкости, расположенных выше? работающих интервалов пласта различными методами. Своевременное решение данной проблемы обеспечит более высокие дебиты скважин и продление срока их эксплуатации, обеспечит более высокую конечную углеводородоотдачу пластов, улучшит экономические показатели работы нефтегазодобывающих предприятий.

Цель работы. Целью настоящей работы является разработка и применение технологических приемов и технических устройств для эффективной эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения. В частности рассмотрены три способа удаления жидкости: применение для эксплуатации газоконденсатных скважин газлифта, применение для эксплуатации газоконденсатных скважин двухфазных струйных аппаратов в сочетании с газлифтом (то есть газлифтно-струйная

1 Имеется в виду как газоконденсатные, так и нефтегазоконденсатные скважины. эксплуатация), а также освоение скважин с помощью двухфазных струйных аппаратов с применением пенообразующей жидкости.

Основные задачи исследований

Обосновать целесообразность применения газлифтного способа для эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения.

2. Разработать расчетную методику определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи газа, сбора скважинной продукции, а также получить критерии обоснования применимости способа. На основе промыслового опыта осуществить практическую проверку разработанной методики.

3. Обосновать применение двухфазных струйных аппаратов для эксплуатации газоконденсатных скважин в сочетании с газлифтным способом эксплуатации (газлифтно-струйный способ эксплуатации) путем проведения экспериментальных стендовых и промысловых исследований.

4. Разработать расчетную методику определения параметров работы газлифтно-струйной системы с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, систем подачи газа и сбора продукции, осуществить практическую проверку её применимости.

5. Разработать конструкции технических устройств для газлифтно-струйной эксплуатации скважин.

6. Усовершенствовать технологические приемы освоения газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения, а также разработать методику расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен.

2 Термин введен в процессе проведения исследований.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач производилось путем разработки рабочей концепции, аналитических и экспериментальных исследований, разработки технических средств, промышленной реализации разработанных способов, их технико-экономической оценки.

Научная новизна

1. В результате проведенных с непосредственным участием автора теоретических и экспериментальных исследований обоснована возможность применения газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения в промышленном масштабе.

2. Разработана расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, систем подачи газа и сбора продукции. Составленная система уравнений решена численными методами для граничных условий, определяемыми условиями промыслового сбора продукциии. Осуществлена ее практическая проверка и получены критерии обоснования границ применения.

3. На основе экспериментальных стендовых исследований двухфазных струйных аппаратов проведенных в диапазоне, максимально приближенном к скважинным условиям, обоснована возможность применения газлифтно-струйного способа эксплуатации газоконденсатных скважин.

4. Разработана методика расчета определения давления на приеме двухфазного струйного аппарата для условий эксплуатации скважин и методика расчета параметров работы газлифтно-струйной системы. Газлифтно-струйная система включает в себя: газопровод подачи рабочего газа; затрубное пространство скважины; двухфазный струйный аппарат; призабойную зону пласта; газожидкостной подъемник в обсадной колоне, хвостовике НКТ и лифтовой колонне; шлейф скважины.

5. В промышленном масштабе проведены промысловые испытания газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин. Осуществлена практическая проверка разработанной методики расчета газлифно-струйной эксплуатации скважин.

6. На уровне изобретений с участием автора разработаны конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки.

7. Усовершенствованы технологические приемы освоения скважин. Разработана инженерная методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен, которая включает в себя численное решение уравнений, описывающих работу системы: двухфазный струйный аппарат; циркуляция пены в стволе скважины. На уровне изобретения разработана конструкция струйного насоса для освоения скважин.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования позволили осуществить практическую проверку разработанных методик расчета определения параметров газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин. Установлено, что предложенные методики расчета являются достаточно надежными для практических расчетов и могут применяться для проектирования газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения. Все это позволило осуществить промышленное внедрение вышеуказанных способов для эксплуатации скважин Вуктыльского НГКМ, а также использовать разработанные методики расчета для прогнозирования параметров эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения.

Внедрение в практику газлифтно - струйного способа эксплуатации позволяет увеличить производительность низкодебитных, обеспечить ввод в эксплуатацию простаивающих обводненных газоконденсатных и газонефтяных скважин, прогнозировать и оптимизировать режим их работы. Этот способ эксплуатации скважин рекомендуется применить на таких месторождениях с уникальными запасами как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское.

Газлифтно-струйный способ эксплуатации скважин по сравнению с обычным газлифтом позволяет эксплуатировать скважины при очень низком пластовом давлении. В частности, Вуктыльское НГКМ можно разрабатывать данным способом, согласно расчетам, при пластовом давлении 1,7 МПа (глубина скважин 3200 м), экономически рентабельном дебите газа до 5 тыс. м3/ сут и дебите конденсата до 0,5 м3/сут. При этом добыча жидкой фазы по сравнению с традиционным газлифтом увеличивается.

Разработанные составы для освоения скважин в условиях высокой минерализации пластовых вод и высокого содержания конденсата позволили увеличить текущую производительность низкодебитных и обеспечили ввод в эксплуатацию простаивающих скважин при одновременном сокращении сроков их ремонта.

Внедрение разработанных технологических процессов и технических средств на 36 низкодебитных и простаивающих скважинах позволило получить экономический эффект 86,4 млн. рублей (долевое участие автора 28 млн. руб.).

Апробация работы. Материалы работы докладывались на научно-технических советах ООО «Севергазпром», Вуктыльского газопромыслового управления, филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИгаз», на кафедре

РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета, профильных научно-технических конференциях.

Публикации. По теме диссертации опубликовано тринадцать печатных работ.

Диссертация выполнена в филиале Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «СеверНИПИгаз», а также в ООО «Севергазпром».

Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание научному руководителю к.т.н. Долгушину Н.В., сотрудникам «СеверНИПИгаза» к.т.н. Гурленову Е.М., к.т.н. Федосееву А.В.; профессору кафедры РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета Мордвинову А.А.; сотрудникам ООО «Севергазпром» к.т.н. Захарову А.А., Шелемею С.В., Иванову В.В., Салюкову В.В.

Автор с благодарностью вспоминает безвременно ушедшего ректора Ухинского индустриального института д.т.н. профессора Геннадия Васильевича Рассохина, под руководством которого автор начинал свою научную деятельность в данном направлении.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка литературы, содержащего 97 наименований. Работа изложена на 186 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 30 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Дубров, Юрий Владимирович

6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Завершающая стадия разработки нефтегазоконденсатных месторождений, в частности, характеризуется определенными осложнениями при эксплуатации низкодебитных скважин. Исследования по предупреждению и устранению рассмотренных в работе осложнений заключались в совершенствовании и практической реализации газлифтного способа эксплуатации малодебитных газоконденсатных и газоконденсатных скважин; в разработке и практической реализации газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин; совершенствовании технологических приемов освоения скважин с помощью пенных систем. На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований можно сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Газлифтный метод эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин может быть достаточно эффективным в условиях завершающей стадии разработки месторождения и может применяться в промышленном масштабе. При этом проектирование газлифтной эксплуатации малодебитных скважин на завершающей стадии разработки месторождения имеет существенные отличия от проектирования газлифта для нефтяных скважин, так в случае газоконденсатных скважин конструкция скважин изначально проектировались для фонтанной эксплуатации. Особенности сбора продукции скважин и системы распределения рабочего газа таковы, что граничными условиями расчета являются два параметра: давление рабочего газа и давление на входе в УКПГ. Все это приводит к необходимости расчета параметров газлифтной эксплуатации таких скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи газа и сбора продукции.

2. Разработана расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения. Составленная система уравнений решена численными методами. Установлены критерии нахождения предельного значения пластового давления, при котором еще возможна эксплуатация скважин газлифтным способом.

3. Спроектирован и изготовлен стенд для экспериментального исследования работы двухфазных струйных аппаратов (насосов).

4. Осуществленные экспериментальные стендовые исследования в возможном диапазоне работы скважинных двухфазных струйных аппаратов в условиях завершающей стадии разработки месторождения с использованием в качестве рабочего агента природного газа, а в качестве эжектируемого потока реальной скважинной продукции позволили обосновать возможность газлифтно-струйного способа эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин в промышленном масштабе.

5. На основе теоретических и экспериментальных исследований разработана методика расчета параметров работы газлифтно-струйной системы (газопровод подачи рабочего газа - затрубное пространство скважины - двухфазный струйный аппарат - призабойная зона пласта -газожидкостной подъемник в эксплуатационной колонне, хвостовике и лифтовой колонне - шлейф скважины).

6. Проведены в промышленном масштабе промысловые испытания газлифтного и газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин. Установлено, что по сравнению с газлифтным способом, газлифтно-струйный способ позволяет:

• эксплуатировать скважины при меньшем (для условий Вуктыльского НГКМ в 1,5 - 2,0 раза) пластовом давлении;

• извлекать больше (для условий Вуктыльского НГКМ в 2,0 - 2,5 раза) жидкости из скважины (нефтеконденсата и пластовой воды);

• существенно повысить продуктивность скважины по газу.

При этом относительная эффективность применения газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин по сравнению с газлифтным способом повышается по мере снижения пластового давления.

7. Разработаны конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки. Разработки защищены двумя патентами Российской Федерации.

8. Разработана и проверена в промысловых условиях инженерная методика расчета процесса освоения (вызова притока из пласта в скважину) с помощью двухфазных пен в условиях завершающей стадии разработки месторождения. Разработана на уровне изобретения конструкция струйного насоса для освоения скважин.

9. Разработаны и опробованы рецептуры пенообразующих жидкостей для освоения скважин.

10. Разработана и опробована технология освоения скважин двухфазными пенами с временным блокированием продуктивного пласта.

11. Разработанные технологии и технические устройства позволяют:

• продлить срок эксплуатации газоконденсатных скважин;

• увеличить коэффициенты извлечения газа и конденсата из продуктивных пластов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дубров, Юрий Владимирович, Ухта

1. А.С. 1622647. Струйный насос / Шоль Н.Г., Федосеев А.В., Дубров Ю.В., Гужов Н.А.-Опубл. 23.01.91г., Б.И., № 3.

2. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества Л.: Химия, 1981.- 269 с.

3. Адриасов Р.С., Сахаров А.А. Уравнения движения газожидкостного потока в вертикальных трубах // Тр. МИНХиГП, № 129,1987, С.78-91.

4. Алиев З.С. Технологический режим работы газовых скважин М.: Недра, 1981.- 156 с.

5. Ароне Г.А., Струйные аппараты. Теория и расчет M.-JL: Госэнергоиздат, 1948.-139 с.

6. Баренблатт Г.И. Движение взвешенных частиц в турбулентном потоке // ПММ, т. 17,1953., вып.3,20, С.261-274.

7. Баулин К.К. О расчете эжектора // Отопление и вентиляция, 1938, №6, С. 9 -14.

8. Беляков А.В. Разработка одно- и двухфазных струйных аппаратов: Дисс. на соискание степени к.т.н.- Тверь, 1991.-134 с.

9. Бергле А.И., Исследование режимов течения кипящей воды при высоком давлении // Достижения в области теплообмена. М.: Мир, 1970.- С.30-35.

10. Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. М.: ВНИИГАЗ, 1980.- С.117-125.

11. Васильев Ю.Н. Теория двухфазного газо-жидкостного эжектора с цилиндрической камерой смешения // Лопаточные машины и струйные аппараты. М.: Машиностроение, 1971, вып. 5.- С.175-261.

12. Выполнить коррективы проекта доразработки Вуктыльского газоконденсатного месторождения: Отчет о НИР/ Коми филиал ВНИИГАЗа. Руководитель Трегуб Н.Н. 02.В.37/86-87, Ухта, 1987. - 239 с.

13. Газлифт: как его сделать наиболее эффективным. Сб. статей / Использование аэрированной жидкости для снижения пускового давления. № 4,26,28,32,34. М.: ВНИИНефть, 1985.

14. Газлифт: как его сделать наиболее эффективным. Сб. статей / Расчет газлифта. №5,44,48. М: ВНИИНефть, 1985.

15. Горин А.В. Трение, профили скорости и газосодержания в газожидкостном турбулентном потоке //ИФЭИ 1978. т.35. - С.415-423.

16. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа М.: Недра, 1973.280 с.

17. Гужов А.И., Титов В.Г., Васильев В.А. Вопросы гидравлического расчета трубопроводов при совместном движении нефти и газа // М.: ВНИИОЭНГ, 1968.-64 с.

18. Гумерский Х.Х. Особенности эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками: Дисс. на соискание ученой степени к.т.н.М., 1996.- 149 с.

19. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.Н. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газожидкостных смесей М.: Недра, 1984. - 264с.

20. Демьянова Л.А. Аналитический расчет характеристик струйных аппаратов при откачке газожидкостных смесей // М.: ВНИИОЭНГ,№5,1999 . С. 3944.

21. Дроздов А.Н., Демьянова Л.А. Исследование процесса эжектирования струйного аппарата при истечении через сопло газожидкостной смеси. Нефтепромысловое дело //М.: ВНИИОЭНГ, 1994, №3.- С. 12.

22. Дроздов А.Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов // Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991, №9.- С. 18-22.

23. Дубров Ю.В., Тарасов С.Б., Куцевалов Ю.А. Расчет параметров газлифтной эксплуатации скважин // Всесоюзная конференция: Тез. докл. М., 1989. -С. 186-187.

24. Дубров Ю.В., Мордвинов А.А., Федосеев А.В. Использование двухфазных струйных насосов для эксплуатации низкодебитных газоконденсатных скважин // Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 6.12.2006. - 7 с. - Режим доступа: http//www.ogbus.ru.

25. Дубров Ю.В. Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин // Нефтяное хозяйство. -2007, №2 С. 114-116.

26. Дюпин А.К., Борщевский Ю.Т., Яковлев Н.А. Основы механики многокомпонентных потоков // Новосибирск: Изд. СО АН СССР,, 1965. -73 с.

27. Запорожец Е.П. Разработка процессов и аппаратов с эжекционными струйными течениями жидкости и газа для системы сбора, подготовки и переработки нефтяных газов: Дисс. на соискание степени к.т.н. М., 1990. -156 с.

28. Захарченко Н.П., Маринин Н.С., Попов В.А. и др. Перспективы развития газлифтной добычи нефти на месторождениях Западной Сибири // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень. - 1982. - № 55. - С. 43-45.

29. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по исследованию газовых и газоконденсатных скважин М.: Недра, 1980. - 168 с.

30. Каменев П.Н. Гидроэлеваторы в строительстве М.: Стройиздат, 1970. -415 с.

31. Кирилловский Ю.Л. и Подвидз Л.Г. Рабочий процесс и основы расчета струйных насосов // Труды ВНИИГМ. 1960. - вып.26. - С. 96-135.

32. Кирилловский Ю.Л., Подвидз Л.Г. Расчет оптимального струйного насоса для работы на разнородных и однородных жидкостях //тр. ВНИИГМ. 1963 вып. 32.

33. Киселев П.Г. Основы теории водоструйных аппаратов (эжекторов) М.: МИСИ, 1979.-243 с.

34. Клапчук О.В., Одишария Г.Э. и др. Инструкция по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей М.: ВНИИГАЗ, 1980. - 32 с.

35. Клапчук О.В. Гидродинамические основы и разработка высокоэффективных систем добычи и сбора углеводородного конденсата: Автореф. дисс. на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1981. - 24 с.

36. Клапчук О.В. Технологические схемы сбора и транспорта газового конденсата и основные принципы их проектирования // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1980.- № 9. -С. 19-24.

37. Клапчук О.В., Зотов Г.А., Елин Н.Н. Методические указания по гидравлическому расчету газоконденсатных скважин М.: ВНИИГАЗ, 1980.

38. Клапчук О.В.,Одишария Г.Э., Шаталов A.T., Бабаянц Ю.В. Инструкция по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей -М.: ВНИИГАЗ, 1980.

39. Кореннов Б.Е. Исследование водовоздушных эжекторов с удлиненной цилиндрической камерой смешения: Дисс. на соискание степени к.т.н. М., 1980.

40. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений- М.: Недра, 1968. 428 с.

41. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений.- М.: Недра, 1969. 428 с.

42. Кутеладзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем -М.: Энергия, 1976. 296 с.

43. Леонов В.А., Леонова Л.В., Грехов В.В. и др. Оптимизация работы системы нефтесбора Правдинского газлифтного комплекса // Нефтяное хозяйство. -1986.- №6.- С. 40-43.

44. Лутошкин Г.С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы жидкость-газ на работу эргазлифта: Дисс. на соискание степени к.т.н. М., 1955.

45. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки Я.: Машиностроение, 1988.-256 с.

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

47. Марьенко В.П. Разработка способа эксплуатации добывающих скважин струйными насосными установками: Дис. На соискание степени канд. тех. наук. М.,1986. - 208 с.

48. Миронов С.Д. Исследование процесса подъема жидкости из нефтяных скважин струйными насосами: Дисс. на соискание степени к.т.н. М, 1980. - 175с.

49. Мищенко И.Т. Теория и практика механизированной эксплуатации скважин с вязкими и многофазными флюидами: Дисс. на соискание степени д-ра. тех. наук. М. - 1983. - 469 с.

50. Мищенко И.Т, С.Д. Миронов. Влияние свободного газа на работу струйного насоса // Депонированные рукописи № 7, (105), ВНИИОЭНГ. -М.,1983.- 82 с.

51. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти М.: Нефть и газ, 2003 - 816 с.

52. Мищенко И.Т, Гумерский Х.Х, Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти М.: Нефть и газ, 1996. - 150 с.

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

54. Муравьев И.М, Ямпольский В.И. Основы газлифтной эксплуатации скважин М.: Недра, 1973. - 184 с.

55. Мускевич Г.Е. Гидравлические исследования и расчет водоструйных аппаратов (гидроэлеваторов): Автореф. дисс. к.т.н. М, 1971. - 20 с.

56. Отчет о проведении анализа применения газлифта для удаления жидкости из газоконденсатных скважин.: Отчет о НИР (промежуточный) / Коми филиал ВНИИГАЗа; Руководитель Н.А. Гужов. 455.04.48. - Ухта, 1989. - 55 с.

57. Палий В.А, Сахаров В.А. Анализ основных методик расчета струйных аппаратов по данным ГИС М.: ГАНГ, 1990. - 32 с.

58. Патент 2140581. Струйный аппарат / Федосеев А.В., Шелемей С.В. и др. -Опубл. 27.10.1999.

59. Патент 2169296. Струйный аппарат / Федосеев А.В., Дубров Ю.В., Шелемей С.В. и др. Опубл. 20.06.2001. Бюл. № 17.

60. Патент 2171920. Скважинная насосная установка / Федосеев А.В., Дубров Ю.В., Шелемей С.В. и др. 0публ.10.08.2001. Бюл. № 22.

61. Пирвердян A.M. Кинематика двухфазного потока в трубах // Нефтяное хозяйство.- 1951.- №4.

62. Подвидз Л.Г., Кирилловский Ю.Л. Расчет струйных насосов и установок -Тр. ВНИИГМ, 1968 вып. 38. - С. 44-96.

63. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности // Мищенко И.Т., Сахаров В.А. и др., М.: Нефть и газ, 1999. -60 с.

64. Разработать и освоить в опытно-промышленных условиях методы и средства удаления жидкости с забоев скважин на промыслах с применением ПАВ: Отчет о НИР по теме 4/73 / СевКавНИИгаз Ставрополь, 1973. - 80 с.

65. Разработать мероприятия по рациональной эксплуатации скважин в условиях водопроявлений: Отчет о НИР / Коми филиал ВНИИГАЗа; Рук. Федосеев А.В. (02.В09/85-87)/02.01.06. - Ухта, 1987.

66. Сахаров В.А., Акопян Б.А. Возможности использования эжекторов при газлифте на месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения // Нефтепромысловое дело. -1996. вып. 3. - С. 16-22.

67. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа М.: Недра. - 1980. - 458 с.

68. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты М.: Энергия, 1970. -288 с.

69. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти / Под редакцией д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983 - 455с.

70. Телетов С.Г. Вопросы гидродинамики двухфазных смесей: Уравнения гидродинамики и энергии // Вестник МГУ. 1958. - № 2. - С. 15-27.

71. Темнов В.К., Спиридонов Е.К. Расчет и проектирование жидкостных эжекторов Челябинск. - 1984.- 44 с.

72. Темнов В.К. Основы теории жидкостных эжекторов Челябинск. - 1971. -89 с.

73. Точигин А.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в нефтегазовых и газоконденсатных трубопроводах: Автореферат дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. М., 1973. - 35 с.

74. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения М.: Мир, 1972. - 440 с.

75. Федосеев А.В., Дубров Ю.В. Опыт внедрения газлифтных методов эксплуатации газоконденсатных скважин на Вуктыльском НГКМ // Сб. научных трудов «Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений». М.: ВНИИГАЗ, 1991. - С 94 - 98.

76. Федосеев А.В., Шоль Н.Г., Дубров Ю.В. Особенности освоения скважин в условиях АНПД и водопроявлений // Тез. докл. Всесоюзной конференции: Гидравлика буровых и тампонажных систем. Ивано-Франковск, 1988. -с.62.

77. Фозао К.Ф. Влияние неравновесности разгазирования рабочего потока на характеристики струйного аппарата // Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ. 2000. - №7. - С. 23 -27.

78. Франкль Ф.И. К теории движения взвешенных частиц // ДАН СССР, 1953. -т.92, №2. С.247-250.

79. Фридман Б.А. Об уравнениях гидродинамики для многокомпонентных потоков // Изд. СО АН СССР, 1965. № 2, вып.1. - С.133-135. Хьюитт Дж., Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения - М.: Энергия, 1974.-407 с.

80. Шаманов Н.П. Дядик А.Н., Лабинский А.Ю. Двухфазные струйные аппараты Л.: Судостроение, 1989. - 240с.

81. Grupping, A,W., Coppes, J.L.R., and Groot, J.G. Fundamentals of Oil well Jet Pumping//SPEPet.Eng. 1988. - pp.9-14.

82. Hatzavramidis D.T. Modeling and design of Jet pumps. // SPE Production Engineering. November 1991. - pp. 413-419.