Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор опыта применения технологии периодического газлифта в мировой практике .
1.1. Добыча нефти периодическим газлифтом в мире
1.2. Оборудование и выбор технологии периодического газлифта .
1.3. Математическое моделирование периодического газлифта
.Выводы по главе
1 .2. Моделирование процесса работы подъемника скважин периодического газлифта
2.1. Физическая модель периодического газлифта .
2.2. Анализ движения жидкостной и газовой пробок в подъемнике
2.3. Исследование влияния основных технико-технологических параметров на работу скважин периодического газлифта .
2.4. Методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию Выводы по главе 2 3.
Схемы установок периодического газлифта и определение притока жидкости из пласта к забою скважин в условиях месторождения «белый тигр»
3.1. Типовые схемы установок периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» .
3.2. Расчет оптимальной компоновки внутрискважинного оборудования для скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом .
3.3. Выбор типа и компоновки оборудования для проведения испытаний технологии периодического газлифта на скважинах-кандидатах .
3.4. Определение времени накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах Выводы по главе
3 4. Апробация периодического газлифта в промысловых условиях месторождения «белый тигр» .
4.1. Критерии применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр»
4.2. Результаты испытаний технологии периодического газлифта на скважинах месторождения «Белый Тигр» .Выводы по главе 4 .
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников .
- Оборудование и выбор технологии периодического газлифта
- Анализ движения жидкостной и газовой пробок в подъемнике
- Выбор типа и компоновки оборудования для проведения испытаний технологии периодического газлифта на скважинах-кандидатах
- Апробация периодического газлифта в промысловых условиях месторождения «белый тигр»
Оборудование и выбор технологии периодического газлифта
Большое значение имеет вопрос правильного выбора способа эксплуатации скважин. Первые попытки систематизации в этом вопросе были выполнены Kirpatrick C.V. [89, 90]. Согласно его классификации, в зависимости от сочетания коэффициента продуктивности и пластового давления выделяются четыре категории скважин, для эксплуатации которых можно рекомендовать периодический или постоянный газлифт: 1. характеризуется высокими значениями коэффициента продуктивности и пластового давления, и по ней рекомендуется применение постоянного газлифта; 2. характеризуется высокими значениями коэффициента продуктивности, низкими пластовыми давлениями, и газлифт не рекомендуется; 3. характеризуется низким значением коэффициента продуктивности и высоким значением пластового давления, возможен как непрерывный, так и периодический газлифт; 4. характеризуется низкими значениями коэффициента продуктивности и пластового давления, рекомендуется периодический газлифт. По приведенной классификации низкими значениями коэффициента продуктивности считаются значения ниже 1,1 м3/сут и пластового давления ниже 70 кгс/см2.
Практический интерес представляют вопросы, связанные с определением количественных критериев перехода на периодический газлифт. Авторы исследований [82, 89] предлагают для подъемников диаметрами 60, 73 и 89 мм критическими дебитами, ниже которых следует переходить на периодический газлифт, считать дебиты жидкости 40, 64 и 95 м3/сут соответственно. Эти цифры значительно отличаются от значений критического дебита, приводимых в информации компании АЛТЕК (США), которые для указанных диаметров подъемников составляют 32, 40 и 48 м3/сут. Очевидно, столь значительное расхождение в определении критического дебита связано с различными условиями эксплуатации скважин, не говоря уже о том, что между минимальными дебитами при непрерывном газлифте и максимальными дебитами при периодическом газлифте имеется некоторое перекрытие значений.
Согласно исследованиям [1, 3, 4, 9, 23, 68], для установок лифта замещения и плунжерного лифта рекомендуют величины удельного расхода газа 250…550 м3/т на каждую 1000 м глубины спуска труб, а по [72, 79, 81, 91] его среднее значение оценивается величиной от 117 до 290 м3/м3 на кубометр объема жидкости. Такой разброс рекомендуемых значений объясняется эмпирическим подходом к решению задачи. Конструктивно технология периодического газлифта реализуется применением устройств, управляющих подачей газа и различного рода устройствами, повышающими коэффициент подачи (плунжер, камера замещения). Устройства для отсечки газа могут устанавливаться как на поверхности, так и непосредственно в скважине. Устройства для повышения коэффициента подачи устанавливаются на колонне насосно-компрессорных труб. Существует несколько классификаций установок периодического газлифта, в основе которых лежат следующие признаки: - наличие подкачки газа в затрубное пространство скважины; - использование устройств для перекрытия выкида скважины; - применение однорядной или двухрядной конструкции лифта; - использование лифта замещения; - использование поршня или плунжера; - контрольный параметр срабатывания устройства для перекрытия подачи газа в затрубное пространство или НКТ скважины. Наиболее полно классификация установок для осуществления периодического газлифта представлена И.Г. Беловым [11, 12]. Для работы группы установок периодического газлифта без подкачки стороннего газа наиболее подходящими является группа скважин, характеризующихся: - малым буферным давлением на режиме фонтанирования; - периодическим характером фонтанирования; - малым сроком, прошедшим после прекращения фонтанирования; - достаточным удельным расходом пластового газа и эксплуатирующихся механизированным способом в осложненных условиях (при наличии газа, песка, парафина, большой кривизны стволов); - конструкция установок без подкачки газа в затрубное пространство скважины предусматривает как периодически перекрываемый, так и постоянно открытый выкид.
В установке с открытым выкидом регулирование циклов осуществляется только плунжером, имеющим клапан, при этом выкид скважины постоянно открыт в сборную систему. К «положительным» моментам этого типа установки следует отнести [2 – 4, 39, 69]: - возможность работы со сравнительно низкими рабочими давлениями 1,5…18 кгс/см2 при условии спуска подъемных труб непосредственно к фильтру; - способность обеспечивать большое число циклов в сутки, в результате чего достигается высокий дебит жидкости.
К недостаткам установки относится сложность расчетным путем определить оптимальную глубину погружения подъемных труб. На промысле длина подъемника подбирается опытным путем, для чего привлекаются бригады по подземному ремонту скважин. Кроме того, невозможно применить плунжер или поршень при ступенчатой компоновке НКТ, а также при наличии в компоновке сужающих устройств (клапана-отсекателя, скользящей муфты и др.). Тем не менее, плунжерный лифт находит применение в газовых скважинах, нефтяных скважинах с высоким газосодержанием, при периодической газлифтной эксплуатации скважин, склонных к парафиноотложению.
Анализ движения жидкостной и газовой пробок в подъемнике
Основой эксплуатации скважины периодическим газлифтом является подъем жидкости путем создания пробок из газовых пузырьков, непрерывное развитие которых выталкивает жидкую пробку на поверхность. В то же время в процессе выброса газ, подпирающий жидкость, проникает внутрь поднимаемого столба жидкости и постепенно разгазирует его, что приводит к стеканию части жидкости вниз по трубе. Почти невозможно визуально увидеть процессы образования, развития, движения и изменения размеров газовой пробки. Однако изменение давления по времени вдоль подъемника позволяет нам понять и дать некоторые оценки этого процесса [5 – 7, 13,17, 31, 32, 43 – 45, 46, 48].
На рисунке 2.3 представлены результаты замера давления в трех предварительно выбранных точках подъемника (на месте установки рабочего клапана, в середине подъемника и на устье) для одной серии экспериментов, имеющих ряд общих начальных параметров и отличающихся только временем открытия рабочего клапана Dt.
Анализируя динамику давления в указанных точках при резком открытии клапана можно сделать следующие выводы: - при коротком интервале открытия клапана суммарный расход закачиваемого газа незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не может поднять жидкость на поверхность. Жидкостная пробка начинает двигаться вверх с начала открытия клапана и стекает обратно после закрытия клапана, сжимает газовую пробку и создает повышенное давление в нижних точках. Колебание жидкостной пробки уменьшается, что и отражается на показаниях давления датчика Р1 на забое скважины (рисунок 2.3, а); - при подаче недостаточного объема газа жидкостная пробка не достигает устья. Это выражается постоянством давления Р3 в точке 3 (рисунок 2.3, b) и значительным временем колебания значений давления Р2 в точке 2; - при увеличении времени открытия клапана газовая пробка расширяется и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из подъемника. Факт поступления жидкости на устье фиксируется повышением давления на датчике Р3 (рисунок 2.3, с, d); - при дальнейшем увеличении времени открытия клапана газ, вытолкнув жидкость, продолжает выходить из подъемника. При подаче газа в подъемник с малой скоростью возможен прорыв газа через жидкостную пробку на устье.
В первом и во втором случаях расход газа увеличивается, эффективность процесса снижается, пролет газа в подъемнике сопровождается резким падением давления на датчиках Р1 и Р2 (рисунок 2.3, e, f).
Важной задачей является выбор минимального времени открытия клапана для поступления минимально необходимого объема газа для выталкивания жидкостной пробки. Давление закачиваемого газа после клапана (Р1) изменяется во времени. Однако в период расширения газовой пробки это давление больше, чем гидростатическое давление, и рассчитывается по формуле где Р1о – гидростатическое давление; k – коэффициент дросселирования газа на клапане. Коэффициент дросселирования зависит от конструкции и размера отверстия клапана. В результате экспериментальных замеров (рисунок 2.3) коэффициент дросселирования был принят k = 0,12.
Ключевым моментом в процессе периодического газлифта является момент выброса жидкостной пробки. При этом важно определить объем газа, затраченный на ее подъем [65]. Дальнейшая подача газа в подъемник нерациональна, т.к. в поднимающемся газожидкостном потоке доля жидкой фазы незначительна по сравнению с долей жидкой фазы при выбросе пробки жидкости (в подъемнике остаются жидкая пленка на стенке трубы и взвешенные капли жидкости в потоке газа). Важны и все параметры, связанные с процессом развития газовой пробки в этот момент (объем полученной жидкости, объем остаточной жидкости в скважине, объем замещаемого газа, суммарный объем подачи газа в подъемник).
За необходимый объем закачиваемого газа (VR) примем объем газа в подъемнике в момент полного выхода жидкой пробки на устье (перед прорывом газа на устье). Таким образом: - пока газовая пробка занимает не весь объем подъемника (VG VR), ее расширение однозначно с движением накопленной пробки жидкости вверх. Изменение суммарного объема газа (VG) оказывает влияние на изменение объема выбрасываемой продукции (VP); - после выхода газовой пробки из подъемника (VG VR), дальнейшая подача газа только поддерживает поток газа в подъемнике, и это движение срывает часть пленки жидкости со стенки трубы и увлекает за собой взвешенные капли продукции на поверхность. Этот дополнительный объем продукции увеличивает суммарный объем выбрасываемой жидкости VР, но, с другой стороны, увеличивает удельный расход газа (GOR).
Значение VR определить довольно сложно, однако можно принять, что газ занимает весь объем подъемника от места установки клапана до устья, и среднее давление в подъемнике равно давлению за клапаном Р1. Тогда имеем:
Выбор типа и компоновки оборудования для проведения испытаний технологии периодического газлифта на скважинах-кандидатах
Время накопления столба жидкости в насосно-компрессорной трубе определяется с помощью расчета притока жидкости из пласта к забою скважины [29, 30, 84]
Для расчета высоты выбрасываемого столба жидкости, накапливаемой в НКТ, при эксплуатации скважины периодическим газлифтом можно использовать метод расчета по коэффициентам продуктивности, метод кривых восстановления забойных давлений и т.д. В расчетах приняты следующие допущения: - приток жидкости в скважину происходит при стационарных условиях; - использовались полуаналитические и численные методы на основе решения задачи стационарной фильтрации жидкости из пласта в скважину.
Разработанный полуаналитический метод можно использовать для решения задачи при однофазном течении жидкости, но с использованием краевых условий особенного типа. Поэтому его используют в качестве проверки результатов численных методов. Из реальных условий работы скважин, начальные и граничные условия можно определить следующим образом.
Принимаем, что на границе зоны влияния скважины пластовое давление постоянно и равно начальному давлению p = pi при r = Ґ . (3.1) В начале первого расчетного цикла давление в призабойной зоне полностью восстановлено до пластового давления: p = pi при t = 0 для всех r . (3.2)
В случае когда давление в призабойной зоне не полностью восстановлено, берется текущее пластовое давление.
Для определения краевых условий на забое скважины на основе реальной работы скважины при периодическом газлифте возможно разделить процесс притока на три этапа.
Первый этап. С момента подачи газа в НКТ до появления жидкостной пробки на устье. На этом этапе забойное давление выше давления в призабойной зоне скважины, и можно пренебречь притоком жидкости из пласта.
Второй этап. Происходит до прекращения подачи газа в НКТ, жидкостная пробка выбрасывается, давление в подъемнике, и соответственно на забое, снижается, и при достижении забойного давления ниже давления в пласте, в скважину начинает поступать жидкость.
Третий этап. Происходит прекращение подачи газа в НКТ, давление в подъемнике, и соответственно на забое, резко снижается, и происходит приток жидкости из пласта, до достижения заданной высоты столба в НКТ, т.е. роста забойного давления.
Интенсивность притока зависит от разности пластового и забойного давлений, т.е. депресии. Краевые условия на забое можно написать в виде: С этими краевыми и начальными условиями можно произвести расчет процесса восстановления давления по времени. С этой целью составлена компьютерная программа расчета (решение позволяет определить распределение давления и содержание фаз в подъемнике) и проведены проверочные вычисления.
На рисунке 3.5 представлено сравнение численных и аналитических результатов расчетов изменения забойного давления для скважины работающей с постоянным дебитом в течение времени Т1 = 4 ч и последующей остановкой и восстановлением забойного давления. Видно, что имеется хорошая сходимость между результатами численного и аналитического решений. Рисунок 3.5 – Сравнение численного и аналитического методов решения по определению забойного давления
Для расчета процесса изменения давления на забое в скважинах эксплуатируемых периодическим газлифтом, следует использовать методы расчета движения двухфазных потоков в подъемнике или получать из экспериментальных данных. Краевые условия представляют собой суммарный объем жидкости, полученной за один цикл, и характерные особенности процесса в скважине в различные интервалы времени одного цикла. Время подъема столба жидкости на устье – Т3, время полного прохода столба жидкости через устье скважины – Т1 и время восстановления забойного давления – Т2. Разработанную программу можно использовать также для уточнения параметров пласта, плановых и прогнозных расчетов.
Уточнение пластовых параметров (коэффициентов фильтрации или коэффициентов продуктивности) для скважин, на которых проведены гидродинамические замеры. В этой задаче были получены основные параметры процесса периодического газлифта: суммарный объем жидкости, характерные интервалы времени одного цикла, минимальное забойное давление в конце этапа полного прохождения столба жидкости через устье скважины, наибольшее забойное давление после этапа восстановления давления. Из этих данных программой расчета определяются параметры пласта. Схема расчета представлена на рисунке 3.6 и состоит из следующих шагов: - принятие предложенного значения проницаемости; - принятие предложенного значения восстановленного забойного давления после интервала времени; - расчет суммарного объема притока жидкости за один цикл; - сравнение расчетного с замерным суммарным объемом для определения Р2; - сравнение расчетного значения Р2 с замерным для определения значения проницаемости; - сравнение замерного пластового давления с принятым в расчете для изменения других параметров пласта. 2. Подключение к программе расчета течения газожидкостного потока в НКТ для вычисления параметров периодического газлифта с целью оценки и выбора применяемой технологии для конкретной скважины. Схема расчета представлена на рисунке 3.7
Апробация периодического газлифта в промысловых условиях месторождения «белый тигр»
По [1, 3, 4, 9, 16, 23, 33], критериями перехода к периодическому газлифту по удельному расходу газа являются 250…550 м3/м3 на 1000 м, а по [72, 79, 81, 91] критериями перехода к периодическому газлифту удельный расход 117…290 м3/м3.
Видно, что эти критерии выдвигались по разным параметрам: по объему добычи, по удельному расходу газа или по сочетанию давления пласта с коэффициентом продуктивности.
Для условий месторождения «Белый Тигр» выбор единственного количественного критерия представляется невозможным. Поэтому предлагается применить сочетание вышеприведенных критериев. С использованием этих критериев, а также с учетом пластового давления и коэффициента продуктивности необходимо проводить расчеты при переходе к периодическому газлифту.
Для условий месторождения «Белый Тигр» предложены общие рекомендации по переводу скважин на периодический газлифт [58, 59]: - при дебите скважины меньше 20 м3/сут и значении удельного расхода компримированного газа в расчете на единицу жидкости, равном 2050 м3/м3; - при дебитах жидкости менее 16…24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8"; 32…48 м3/сут – для НКТ размером 2-7/8" и 48…64 м3/сут – НКТ размером для 3-1/2"; - скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением или скважины с низким коэффициентом продуктивности и высоким пластовым давлением. В таких условиях периодическим газлифтом достигаются меньшие значения забойного давления по сравнению с непрерывным газлифтом; - для эксплуатации скважин периодическим газлифтом предпочтительно использовать НКТ диаметром 2-3/8". Однако имеются примеры эффективной эксплуатации скважин периодическим газлифтом, подъемник которых составлен из труб диаметрами 2-7/8" и 3-1/2"; - при использовании блока распределения компримированного газа, включающего штуцер постоянного сечения для подачи компримированного газа в скважину, и применении для периодической эксплуатации клапанов, управляемых давлением в затрубном пространстве скважин, от газлифтного комплекса требуются стабильные характеристики по давлению в высоконапорном газопроводе. Связано это с тем, что работа скважин характеризуется периодами, когда требуются высокие значения мгновенного расхода компримированного газа и периодами отсечки газа, когда газ не подается в НКТ; - от системы SCADA, применяемой в СП «Вьетсовпетро», которая поддерживает постоянную величину расхода компримированного газа в затрубное пространство скважины путем частичного открытия диафрагмы, требуется надежная работа исполнительного механизма.
Существует несколько общих критериев, позволяющих судить об эффективности работы установки периодического газлифта: - максимальный дебит ограничен количеством циклов за сутки. Если продолжительность цикла (время подачи газа, открытия рабочего клапана, подъем пробки жидкости к поверхности и сброс давления) составляет 3 мин на каждые 300 м, то достигается максимальное число циклов за сутки; - на величину утечек жидкости большое влияние оказывает размер клапана периодического газлифта. Следовательно, для периодического газлифта рекомендуется клапан с большим портом, открывающийся мгновенно. Для оценочных расчетов принимается величина утечек, равная 5…7 % от начальной высоты накопленной жидкостной пробки на каждые 305 м лифтирования. - минимальная скорость пробки составляет 250…300 м в минуту, что минимизирует прорыв газа через пачку жидкости; - гидравлические сопротивления на устье. Пачка жидкости попадает в выкидную линию, пройдя несколько поворотов, что уменьшает пробку и вызывает утечку жидкости. Направление движения жидкости, проходящей через фонтанную елку, не должно резко изменяться, что достигается применением соответствующей конструкции фонтанной арматуры. Подготовлены, согласованы и утверждены программа и планы работ испытанию технологии на трех скважинах месторождения «Белый Тигр»: скв. №№ 801, 811, 1106. Испытания включают установку пилотного клапана с проектными характеристиками в заданную мандрель и определение основных показателей работы. Проведен расчет параметров периодического газлифта для выбранной скв. № 801.
В таблице 4.3 представлены фактические (средние) показатели работы скв. № 801 на непрерывном газлифте и расчетные (рекомендуемые) параметры эксплуатации при периодической газлифтной эксплуатации. Расчеты оптимальных технологических параметров эксплуатации скв. № 801 периодическим газлифтом были осложнены отсутствием фактических данных замеров пластового и забойного давлений и температуры, кривой восстановления давления. Поэтому для определения характеристик пилотного клапана (давления открытия на стенде и размера порта) использованы усредненные данные по забойному и пластовому давлениям и температуре, восстановлению давления и др., имеющиеся по другим низкодебитным скважинам месторождения «Белый Тигр».
Для оперативного анализа режима работы скважины использовалось программное приложение, разработанное автором.
В качестве пилотного клапана для периодического газлифта выбран клапан RPV-1S (компании WEATHERFORD). Расчеты показали, что при размере порта пилотной секции этого клапана 1/8" оптимальные показатели работы скважины достигаются при значении давления открытия пилотного клапана на стенде, равном 72 ат. Кроме того установлено, что при существующей компоновке внутрискважинного оборудования для скв. № 801 наиболее эффективна работа установки периодического газлифта при подаче компримированного газа через нижнюю мандрель, расположенную на глубине 3332 м (3067 м по абсолютной отметке).
Определение оптимального расхода компримированного газа. Первая из перечисленных задач, несмотря на кажущуюся простоту решения отбивкой уровня жидкости с помощью эхолота, представляет определенную сложность, поскольку при наличии пакера в скважине нельзя отрицать возможность ввода компримированного газа в НКТ через один или несколько клапанов, расположенных выше уровня жидкости в затрубном пространстве. Такая ситуация зачастую возникает в случае нарушения характеристик пускового клапана, например снижения давления зарядки.
Похожие диссертации на Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин применением периодического газлифта (на примере месторождения «белый тигр»)
