Содержание к диссертации
Введение
1. История развития и классификации установок периодического газлифта 8
1.1. Выводы 20
2. Особенности работы системы пласт-скважина в периодическом режиме 21
2.1. Выводы 39
3. Определение доли оставшейся в НКТ жидкости после этапа выброса пробки 40
3.1. Выводы 54
4. Расчеты работы газлифтной скважины в периодическом режиме 55
4.1. Расчеты работы периодического газлифта при ограниченном расходе рабочего агента 58
4.2. Расчеты работы скважины периодическом газлифтом в системе газлифтного комплекса 65
4.2.1. Процесс продавки жидкости в затрубье 69
4.2.2. Процесс подъема пробки в НКТ 71
4.2.3. Расчет процесса выброса пробки 74
4.2.4. Параметры работы скважины в периодическом режиме 77
4.3. Выводы 78
5. Анализ результатов расчетов периодического газлифта 79
5.1. Исходные данные для расчетов 79
5.2. Результаты расчетов при отсечке газа на устье 80
5.3. Возможности периодического газлифта с отсечкой газа "на забое" 85
5.4. Выводы 96
Заключение 97
Литература 98
- Особенности работы системы пласт-скважина в периодическом режиме
- Расчеты работы периодического газлифта при ограниченном расходе рабочего агента
- Процесс подъема пробки в НКТ
- Возможности периодического газлифта с отсечкой газа "на забое"
Введение к работе
На начало третьего тысячелетия в старых нефтедобывающих регионах мира большинство эксплуатируемых залежей нефти находятся на последней стадии разработки. Конкурентная борьба и нестабильность на мировом рынке заставляет многие международные и национальные компании искать более дешевые и простые методы добычи нефти, которые позволяли бы уменьшить экономические затраты на подъем единицы продукции.
Одним из путей, ведущих к снижению этих затрат, а значит и снижению себестоимости добываемой нефти, при эксплуатации средне и малопродуктивных нефтяных скважин, является применением периодического газлифта.
Периодический газлифт перед другими способами эксплуатации имеет ряд преимуществ. Он характеризуется дешевизной, простотой и надежностью подземного оборудования. Часто периодический газлифт является единственно приемлемым способом эксплуатации малопродуктивных скважин из-за наличия осложняющих факторов: высокая температура продукции; высокий газовый фактор, большая глубина залегания пласта, отклонение ствола скважин от вертикали [44, 45, 52, 53, 54,55, 56,71].
Широкое применение периодический газлифт получил на месторождениях, эксплуатирующихся газлифтным способом. В этом случае не требуется дополнительного обустройства и при минимуме затрат обеспечиваются наиболее рациональные условия эксплуатации скважин вследствие того, что при падении пластового давления на этих месторождениях приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины, относительное погружение уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин обычным газлифтным способом
из-за больших удельных расходов газа становится невыгодной. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. Периодический газлифт называют еще лифтом замещения, так как накопившаяся жидкость замещается газом и выталкивается по насосно- компрессорным трубам в виде жидкостной пробки, которая в процессе своего подъема частично, а иногда и полностью смешивается с газом, образуя газожидкостную смесь.
Дебит скважины при периодической эксплуатации всегда меньше, чем при непрерывной, при прочих равных условиях, так как среднеинте-гральная депрессия на пласт вследствие периодических колебаний динамического уровня всегда меньше постоянной депрессии при непрерывной эксплуатации. Чем больше разница между среднеинтегральными депрессиями при периодической и непрерывной эксплуатациях, тем больше будет потеря добычи нефти при переходе на периодический режим эксплуатации. Эта разница зависит от частоты циклов. Чем короче периоды, то есть, чем чаще циклы, тем меньше амплитуда колебаний динамического уровня жидкости в скважине и тем ближе его среднеинтегральное значение к уровню, устанавливающемуся при непрерывной работе скважины.
Таким образом, переход на периодическую эксплуатацию неизбежно связан с частичной потерей в дебите скважины. Эти потери зависят от частоты циклов, которые можно изменять. Поэтому переход на периодический газлифт оправдан, если экономия от уменьшения удельного расхода газа, энергии и других затрат, связанных с таким переходом, превышает стоимость потерянной нефти. Хотя иногда при определенной комбинации условий эксплуатировать скважину непрерывным газлифтом вообще становится невозможно из-за низких уровней жидкости, слабых притоков, наличия песка и большого удельного расхода газа. Существует несколько разновидностей периодического газлифта:
a - обычный газлифт с отсекателем на поверхности, действующим периодически на режиме повторных пусков, причем циклы задаются клапаном-прерывателем, устанавливаемым на подводящей газовой линии у устья скважины;
b - установка с концевым рабочим клапаном дифференциального действия и пакером, перекрывающим, межтрубное пространство;
с - установка с камерой замещения и двухрядным лифтом;
d - установка с камерой замещения, однорядным лифтом и пакером;
е - установка с плунжером.
Этим перечнем не исчерпывается все разнообразие периодического газлифта. В первой главе классификация периодического газлифта дается более подробно. Однако подавляющая часть перечисленных разновидностей периодического газлифта находит весьма ограниченное практическое применение.
Следует отметить, что достоинства той или иной схемы периодического газлифта, кроме ее дешевизны, простоты и надежности расцениваются по удельному расходу газа, а также по тому, воздействует или нет на пласт циклическое нагнетание газа в скважину, так как при таком воздействии сокращается приток и разрушается призабойная часть пласта. Периодический газлифтный способ эксплуатации применяется в бывшем СССР в Западной Сибири [24, 25, 35-38, 44-46], в Ставропольском и Краснодарском краях [18-21] и на некоторых месторождениях Азербайджана и Туркмении [3-10, 12-17, 22, 23, 32-34]. Мировой опыт применения периодического газлифта насчитывает десятки лет [26], широкое применение этот метод получил на некоторых крупных месторождениях Техаса в США, а в целом по Соединенным Штатам Америки доля газ-лифтных скважин, работающих на периодических режимах, составляет не менее 5% от общего числа действующих скважин [68], также периодический газлифт применяется на многих низкодебитных месторождениях Венесуэлы [68]. В Сирии недавно было рекомендовано применять именно
6 этот метод на месторождении Румелан. Это месторождение находится на последней стадии разработки. Оно эксплуатируется с 1963 года. В последнее время происходит резкое падение пластового давления, наблюдается быстрый износ подземного оборудования из-за наличия песка в продукции скважин. В 1998 году специалистами государственной нефтяной компании (SYR.CO) были проведены расчеты и доказано, что с учетом геологических особенностей этого месторождения и возможностей отечественной промышленности наиболее целесообразным и экономически выгодным будет применение простой схемы однорядного периодического газлифта.
В диссертации впервые осуществлен комплекс расчетов периодической газлифтной скважины с применением численного интегрирования, охватывающий все этапы ее работы.
Расчеты проводились для самой простой схемы периодического газлифта с отсечкой газа на устье скважины. Это вызвано не только тем, что такая схема предусматривается при оборудовании скважин под периодический газлифт на месторождении Румелан, но главным образом тем, что при этой схеме периодического газлифта присутствуют все возможные этапы или периоды работы скважины: накопления жидкости, заполнение затрубного пространства газом после открытия отсекателя на устье при одновременном перемещении уровня в затрубье к башмаку НКТ или рабочему клапану, продавки жидкостной пробки до устья, частичному ее выбросу, обусловленному количеством оставшейся в НКТ жидкости послед прорыва газа, так называемыми "утечками' Все этапы продавки и выброса пробки происходят с учетом работы продуктивного пласта на подачу или поглощение. При всех других схемах периодического газлифта сокращается число этапов в процессе выброса, то есть расчетная программа упрощается.
Разработанная программа позволяет исследовать влияние характеристики скважины, геометрических размеров установки и параметров ис-
точника рабочего агента на дебит скважины и энергетические затраты, то есть программа дает возможность оптимизировать работу конкретной скважины при периодическом газлифтном способе ее эксплуатации.
Особенности работы системы пласт-скважина в периодическом режиме
Периодическая эксплуатация добывающих скважин применяется, в основном, в двух случаях: - на поздней стадии работы скважин на месторождениях, при разработке которых происходит падение пластового давления; - при эксплуатации скважин с низкими, вследствие неоднородности пласта, коэффициентами продуктивности на месторождениях, разрабатывающихся при поддержании пластового давления. Периодический газлифт часто является единственно приемлемым способом эксплуатации малопродуктивных скважин из-за наличия осложняющих факторов: высокая температура продукции, высокий газовый фактор, большая глубина залегания пласта, отклонение ствола скважин от вертикали. Однако эксплуатация скважин на периодическом режиме вносит ряд изменений в процесс притока жидкости из пласта.
Для периодической газлифтной эксплуатации являются характерными неустановившиеся процессы движения жидкости как в скважине, так и в пласте. Характер этих процессов в пласте и в призабойной зоне проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрационных потоков.
Особенности указанных процессов зависят от упругих свойств пласта и насыщающих его жидкостей, т.е. основной формой пластовой энергии в этих процессах является энергия упругой деформации жидкостей и пород пласта. Работа скважин осуществляется при переменной депрессии на пласт. Максимальное значение депрессии имеет место в момент окончания периода выброса (начало периода накопления), а минимальное ее значение приходится на начальную фазу процесса выброса жидкостной пробки из скважины.
Проанализируем, каким образом изменяется дебит газлифтной скважины при переводе ее с непрерывной работы на периодическую.
Если при непрерывном режиме скважина работала с максимальной депрессией, то есть при минимально допустимом забойном давлении, то перевод этой скважины на периодическую работу приведет к некоторому снижению дебита.
На рис.2.1 показана пьезометрическая воронка депрессии вокруг добывающей скважины. В области призабойной зоны, ограниченной радиусом R воронка депрессии изменяется во время периодической работы скважины от положения, соответствующего кривой 2 , - в конце времени отбора до положения 2"- на момент окончания процесса накопления. За пределами этой области при R R вид пьезометрической кривой 2 можно считать с некоторым приближением неизменным при периодической эксплуатации и тождественным пьезометрической кривой при непрерывной работе (кривая 1) скважины со средним дебитом периодической эксплуатации, которому соответствует забойное давление Р3.ср. Дебит при периодической работе меньше, чем при постоянном отборе, так как P.ixp Рзмин.
В призабойной зоне скважины, ограниченной радиусом R перераспределение давления за время цикла периодической работы происходит в результате сжимаемости породы и жидкости, находящихся в объеме этой зоны. Радиус зоны периодической работы пласта с достаточной точностью можно определить по следующей формуле /58/. где: х - коэффициент пьезопроводности, м /с, tH - время накопления жидкости. Следует отметить, что определение радиуса периодического изменения давления вблизи скважины по формуле (2.1) несколько условно. В действительности, колебания давления будут происходить во всей области пьезометрической воронки. Но с удалением от скважины амплитуда этих колебаний будет уменьшаться, будет происходить наложение колебаний и их затухание.
Перевод нерентабельных скважин (работающих при Р3 = Рзмі„) на периодический режим работы, снижая себестоимость добываемой нефти, приводит к уменьшению их дебита. В связи с этим важным представляется определение потери дебита скважин при переводе на периодическую эксплуатацию. Потери дебита можно определить из графика изменения забойного давления во времени. На рис.2.2 представлено изменение забойного давления при работе скважины в периодическом режиме за время одного цикла. В течение времени накопления /„ давление на забое скважины (кривая АВ) восстанавливается вследствие притока жидкости из пласта. В период выброса давление падает (кривая BD) из-за выноса жидкостного столба из НКТ нагнетаемого газом. При работе скважины на непрерывном режиме ее дебит за время цикла Хц = Хн+ Хв определялся бы по формуле: То есть дебит был бы пропорционален площади прямоугольника AMCD (рис.2.2). При периодическом режиме работы забойное давление больше Р3.„ш„ изменяясь за время цикла по кривой ABD. Вследствие этого меньше депрессия на пласт и, соответственно, дебит скважины, который пропорционален площади фигуры AMCDB.
Расчеты работы периодического газлифта при ограниченном расходе рабочего агента
Ниже нами представлен алгоритм расчетов цикла работы периодической газлифтной скважины. Как говорилось во введении, математическая модель периодического газлифта разработана для самого простого случая: одноколонная конструкция без пакера и обратного клапана с периодической закачкой газа в затрубное пространство и отсечкой его на устье скважины. Такая схема выбрана потому, что она включает все процессы, которые возможны при периодической эксплуатации скважины газлифтом. В более сложных конструкциях - с пакером и отсечкой газа "на забое", с камерой замещения и других - из модели просто убираются отдельные блоки и несколько упрощается алгоритм расчета.
Отметим, что в настоящее время расчеты периодического газлифта основаны на эмпирических зависимостях [26,28,45,65,66] и в литературе можно найти попытки математического моделирования лишь отдельных фаз процесса работы периодических газлифтных скважин [11,33,34,50,59,61].
Рассмотрим зависимость вида кривой изменения забойного давления в скважине за цикл периодической ее работы от параметров процесса, свойств жидкости и характеристики оборудования. Типичная кривая Р3 (t) периодической газлифтной установки без обратного клапана показана на рис.4.1. На этой кривой можно выделить четыре характерных участка: АВ - кривая накопления жидкости - восстановления давления на забое в период накопления; ВС - кривая, характеризующая процесс заполнения затрубного пространства газом и продавливания жидкости из затрубья в НКТ; CD - кривая, отражающая процесс подъема столба жидкости до устья; DE - кривая снижения давления на забое при выходе пробки на устье. На рис.4.1 показаны кривые Р.л (t) для трех разновидностей в геолого-технических условиях эксплуатации. Различие кривых накопления {АВ -1,2,3) обусловлено двумя параметрами - коэффициентом продуктивности (К1 К2 К3) и величиной максимальной депрессии на пласт - ЛРА.
Точка В показывает момент начала поступления газа в затрубное пространство - начало периода выброса BCDE.
Различия в кривых вытеснения жидкости из затрубья {ВС - 4,5,6) обусловливаются начальной высотой столба жидкости над башмаком НКТ (рабочим клапаном), соотношением диаметров НКТ и эксплуатационной колонны, разностью давлений в системах газораспределения и сбора продукции, вязкостью жидкости. Это первая фаза выброса, которая сопровождается более интенсивным, чем при накоплении, скачкообразным ростом давления, вызванным гидравлическими сопротивлениями при ускоренном подъеме в НКТ столба жидкости после начала поступления рабочего агента, увеличением высоты столба жидкости.
Некоторое увеличение давления при подъеме пробки к устью скважины (участок CD) объясняется ускорением ее движения при расширении газа, проникающего в пробку и поступлением жидкости из пласта. Различия в кривых CD (7,8,9) являются следствием разных перепадов давления в системах газораспределения и сбора, вязкости жидкости, начальной высоты столба, коэффициента продуктивности скважины, разным будет и время выброса.
Падение давления на участке привой DE происходит вследствие выброса пробки жидкости и выхода газа высокого давления после его отсечки на устье. Кривая падения давления DE может выглядеть прямой (кривые 11,12) при выходе на устье слабогазированной пробки или выполаживаться к низу (линия кривой 10) при выходе на устье жидкостной пробки сильно разгазированной в хвостовой части. Степень газирования выбрасываемого объема жидкости к моменту подхода ее к устью прямопропорционально зависит от начальной высоты пробки и скорости выброса. Точка D показывает начальный момент выхода жидкости на устье. Кривая DE характеризует процесс прохождения выбрасываемой жидкости через устьевую арматуру. Очевидно, что время прохождения устья добываемой за цикл жидкостью будет тем больше, чем меньше скорость выброса иж, чем больше начальная высота пробки і], степень газирования и меньше коэффициент утечек аут . Так как вид кривой изменения забойного давления за цикл работы скважины зависит от многих перечисленных выше параметров, то очевидно, что меняя эти параметры, можно обеспечить более оптимальные условия ее работы.
Итак, составляющие цикла работы периодической газлифтной скважины, их продолжительность зависят не только от свойств продуктивного пласта, но и от оборудования, применяемого при эксплуатации скважины, как подземного, так и наземного. Скважина может быть оборудована камерой замещения, пакером, системой пусковых и рабочих клапанов, может не иметь ни одного из перечисленных элементов, либо только отдельные из них. Расход газа при работе скважины может определяться производительностью компрессора. Если же скважина находится в системе крупного газ-лифтного комплекса и ее работа практически не влияет на давление в газо-подводящей системе, то расход газа при периодических пусках скважины будет определяться гидравлическими сопротивлениями в элементах самой скважины. Как уже говорилось выше, в диссертации исследуется простейший случай периодического газлифта при продавке газа через башмак НКТ с отсечкой газа на устье.
Для вывода скважины на установившийся периодический режим работы может использоваться передвижной компрессор высокого давления или система пусковых клапанов, расчеты которой аналогичны таковым для газлифтной скважины, работающей на непрерывном режиме [50,56,57]. Рассмотрим сначала случай ограниченного производительностью компрессора расхода газа при периодических пусках скважины на установившемся режиме работы. При периодической газлифтной эксплуатации цикл работы скважины состоит из двух периодов: периода накопления жидкости и ее отбора. Общее время одного цикла:
Процесс подъема пробки в НКТ
Расчеты по описанной в предыдущей главе программе имели целью оценить возможности "примитивного" периодического газлифта для условий месторождения Румелан. Чтобы анализ был более наглядным диапазон изменения параметров был взят несколько шире, чем имеет место на месторождении. Расчеты проводились для скважины глубиной 1600 м, обсаженной 6-дюймовой эксплуатационной колонной (внутренний диаметр 150 мм). Плотность жидкости была принята 850 кг/м , а вязкость 10 мПа-с, средняя температура в скважине 30С, относительная плотность рабочего агента по воздуху рг = 0,7, т.е. плотность газа при стандартных условиях 0,844 кг/м3.
Коэффициент продуктивности скважины изменялся в пределах от 34,5 до 0,86 м3/(сут-МПа) (от 4-Ю"10 м3/(с-Па) до 10"п м3/(с-Па)) при диапазоне изменения пластового давления от 14 до 6 МПа (высота статического столба жидкости над забоем 1600-700 м).
Характеристика системы сбора оценивалась величиной устьевого давления, пределы которого были 0,2-1,5 МПа, а давление в системе газораспределения принималось в диапазоне от 6,5 до 9 МПа. Влияние характеристики оборудования на параметры работы газлифт-ной скважины в периодическом режиме оценивалось при расчетах изменением диаметра и длины НКТ, а также погружения башмака НКТ под уровень жидкости в скважине на момент начала продавки. Расчеты проводились для условных диаметров ЬЖТ 60, 73, 89 и 102 мм при длине НКТ от 900 до 1500 м. Погружение башмака НКТ под уровень жидкости на начало закачки газа принималось 150, 100 и 50 м.
Расчеты проводятся для установившегося режим работы периодической газлифтной скважины. Пуск ее после остановки, т.е. от статического уровня, осуществляется также, как и при непрерывном газлифте: используя систему пусковых клапанов или передвижной компрессор высокого давления.
Чтобы получить корреляционную зависимость влияния на характеристики периодического газлифта (дебит и удельный расход газа) всех вышеназванных параметров в том количестве перебора, который мы использовали (табл.5.1), потребовалось бы провести около 9 тысяч расчетов. Чтобы сократить число расчетов и, тем не менее, проанализировать влияние на работу скважины всех параметров, был выбран базовый вариант: #=4-10 10м3/(с-Па); Ис = 900 м; 1\ = 0,5 МПа; Рс = 7,5 МПа; dHKr = 73 мм; L = 1100 м; l0 = 150 м. Анализ влияния каждого из семи параметров на характеристики газлифтной скважины проводился при фиксированных остальных шести параметрах при вышеуказанных их значениях (табл.5.1).
При уменьшении коэффициента продуктивности удельный расход газа уменьшается незначительно, по существу оставаясь постоянным. Увеличивается время накопления жидкости практически пропорционально темпу уменьшения коэффициента продуктивности. Несколько увеличивается также и время закачки газа. Причиной является уменьшение объема поглощаемой пластом жидкости, что приводит к увеличению высоты столба жидкости в НКТ и уменьшению скорости его подъема из-за возрастания гидравлических сопротивлений. Т.о. увеличивается продолжительность цикла и уменьшается их число, что приводит к уменьшению дебита скважины, хотя выброс жидкости за один цикл несколько увеличивается (табл.5.2).
При увеличении пластового давления характеристики работы скважин улучшаются: увеличивается дебит и уменьшается удельный расход газа. Это происходит вследствие сокращения продолжительности цикла. Время восстановления уровня уменьшается из-за роста депрессии, хотя время закачки газа несколько растет в связи с увеличением высоты поднимаемой пробки и сокращения из-за этого скорости ее подъема. Вследствие увеличения высоты поднимаемой пробки, увеличивается дебит жидкости за циют, поэтому при практически одинаковом объеме закачиваемого газа за время закачки, удельный расход газа несколько уменьшается. При пластовом давлении, соответствующем высоте столба жидкости над забоем 700 м, а над башмаком НКТ, следовательно, 200 м, скорость восстановления уровня при приближении к /0 = 150 м становится очень малой, меньше заданной погрешности счета программы и ЭВМ прекращает работу.
Влияние уменьшения давления на устье скважины на параметры ее работы логично. При этом значительно увеличивается дебит скважины (в границах исследования почти в 3 раза), причиной чего является уменьшение времени цикла; это происходит как за счет уменьшения времени восстановления уровня (депрессия увеличивается), так и уменьшения времени закачки газа - увеличивается перепад давления (Рс - Ру). При уменьшении Ру несколько увеличивается удельный расход газа (на 11%), т.к. для заполнения затрубного пространства при постоянном давлении в системе газораспределения Рс требуется больший объем закачки при меньшем начальном давлении (Ру).
Более интересным оказалось влияние давления в системе закачки газа на характеристики работы периодической газлифтной скважины. При росте давления в системе с 6,5 до 9 МПа дебит скважины монотонно увеличивается на 20% (с 46 до 55 м /сут - табл.5.1), в то время как удельный расход газа растет значительно интенсивнее, увеличиваясь на 50% (с 566,88 до 844,23 м /м ). Рост дебита происходит за счет сокращения времени цикла, главным образом за счет сокращения времени закачки газа, и причиной этого, как и роста расхода газа является увеличение разности давлений в системе газораспределения и на устье.
Перейдем к анализу влияния используемого оборудования на характеристики работы периодической газлифтной скважины (табл.5.1).
Увеличение диаметра НКТ приводит к увеличению дебита скважины и некоторому сокращению удельного расхода газа. Дебит увеличивается за счет сокращения времени цикла и увеличения дебита за один цикл, что и является причиной некоторого уменьшения удельного расхода газа. Этот вывод следует принимать с осторожностью, т.к. в модели расчета принято поршневое вытеснение жидкости газом и не учитывается влияние диаметра НКТ на относительную скорость.
При увеличении длины НКТ дебиты постоянно растут за счет сокращения времени восстановления уровня после выброса вследствие увеличения депрессии на пласт. Растут и удельные расходы газа за счет увеличения объема затрубного пространства. При увеличении L с 1000 до 1500 м дебиты увеличиваются в 3,5 раза, а удельные расходы в 1,5 раза. Но это не говорит о рациональности максимальной длины лифта, т.к. при какой-то его длине может наступить предельно рентабельный (допустимый) удельный расход газа, выше которого эксплуатация скважины будет экономически невыгодной.
Уменьшение погружения башмака НКТ под динамический уровень перед началом продавки (позиции 1,26 и 27 табл.5.1), по-видимому, нерационально. Некоторое увеличение дебита за счет увеличения числа циклов приводит к резкому увеличению удельного расхода газа По-видимому, надо выбирать максимально возможное погружение, исходя из имеющегося давления в системе газораспределения.
Итак, самая простая схема периодического газлифта с отсечкой газа на устье на месторождении Румелан может обеспечить существующие средние дебиты по жидкости при удельных расходах газа 600-700 м /м . Это может быть рациональным при бескомпрессорном газлифте при использовании газа высокого давления газовых пластов или при наличии неиспользованных мощностей уже имеющихся компрессорных станций.
Строительство компрессорных станций и газораспределительной системы для эксплуатации скважин периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье почти наверняка окажется экономически неприемлемым.
Возможности периодического газлифта с отсечкой газа "на забое"
При эксплуатации скважин периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье на месторождении Румелан можно обеспечить существующие средние дебиты при удельных расходах газа 600-700 м /м . Это может быть эффективным лишь при бескомпрессорном газлифте и наличии газовых пластов высокого давления.
При отсечке газа на забое удельные расходы газа (100-120 м/м ) при периодическом газлифте сопоставимы с удельными расходами при непрерывном газлифте. Поэтому при выборе способа эксплуатации необходимо экономическое обоснование.
Удельный расход газа при периодическом газлифте мало зависит от коэффициента продуктивности скважины и величины пластового давления, в то время как дебиты скважин увеличиваются с их ростом. 4. Увеличение давления в системе газораспределения хотя и ведет к некоторому увеличению дебита скважин, но вызывает более интенсивный рост удельного расхода газа. 5. Уменьшение устьевого давления ведет к росту дебитов скважин при практически постоянных удельных расходах газа. 6. При периодическом газлифте с отсечкой газа на устье увеличение диаметра НКТ увеличивает эффективность работы системы, при отсечке газа "на забое", с ростом диаметра НКТ резко возрастают удельные расходы газа. 7. С уменьшением погружения НКТ под динамический уровень при незначительном увеличении дебита происходит рост удельного расхода газа. 8. Увеличение длины НКТ ведет к увеличению дебита и удельных расходов газа. Наиболее эффективный режим работы можно установить лишь при экономической оценке расчетов.
В диссертационной работе впервые разработана математическая модель системы "пласт-скважина" при эксплуатации последней периодическим газлифтом. Математическая модель может быть адаптирована для расчетов всех видов периодического газлифта, начиная от простейшей его модификации при отсечке газа на устье, которая включает все возможные этапы рабочего процесса в скважине, до газлифта с отсечкой газа на забое, с применением пакера и камеры замещения.
Математическая модель разработана для случая работы периодической газлифтной скважины в системе газлифтного комплекса, когда работа отдельной скважины не влияет на давление газа в системе газораспределения. В этом случае расход газа при периодической работе скважины определяется гидравлическими сопротивлениями при движении газа и жидкости в элементах конкретной скважины.
Расчетная модель позволяет исследовать влияние на параметры работы скважины ее продуктивности, величины пластового давления, характеристики оборудования, системы сбора и газораспределения, а также оптимизировать работу скважины, то есть выбрать для конкретной скважины при существующих условиях системы сбора и газораспределения такое оборудование, которое позволит получать заданный дебит при минимальном удельном расходе газа, или при заданном удельном расходе газа обеспечит максимальный отбор жидкости.
В результате анализа, проведенного в работе, установлено, что эксплуатация скважин месторождения Румелан периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье скважины потребует удельные расходы газа порядке 600-700 м7м", что может оказаться экономически неприемлемым. Предлагается применение периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъ-емника. При этом удельный расход газа сокращается до 100-120 м /м .
