Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор способов и технологий подъема продукции скважин применительно к условиям месторождений «дракон», «белый тигр» 8
1.1. Способы подъема продукции скважин 8
1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин 14
1.3. Основные принципиальные схемы газлифта 17
1.4. Типы газлифта 20
Выводы по главе 1 28
ГЛАВА 2. Состояние разработки нефтяных месторождений сп «вьетсовпетро» и анализ технологических показателей эксплуатации газлифтных скважин 29
2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» 29
2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр» 31
2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом 37
2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными клапанами . 44
2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных скважин . 49
2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама 56
2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин 58
2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок 61
Выводы по главе 2 71
ГЛАВА 3. Исследование опыта создания оптимальных режимов работы газлифтных скважин 73
3.1. Режимы работы газлифтных скважин 73
3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу . 75
3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин 80
3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов . 90
Выводы по главе 3 106
ГЛАВА 4. Регулирование и оптимизация режимов подъема газожидкостной смеси в газлифтной скважине . 107
4.1. О совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации скважин 107
4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе 110
4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока через секции (камеры) переменного объема 115
Выводы по главе 4
Основные выводы и рекомендации. 135136
Библиографический список использованной литературы . 138
- Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин
- Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»
- Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок
- Регулирование эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов
Введение к работе
Актуальность проблемы
Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз.
Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях.
Цель работы – повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем совершенствования методов снижения энергии, затрачиваемой на подъем продукции, за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Изучение состояния выработки запасов нефти из миоцена, олигоцена, фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» и технологического отбора продукции газлифтным способом;
-
Теоретическое и экспериментальное изучение механизма движения и структуры потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах;
-
Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, обводненности и количеству точек ввода газа с оценкой эффективности лифтирования по подъему продукции;
-
Исследование режимов лифтирования газлифта при помощи метода математического моделирования и графоаналитических методов для определения максимального и оптимального дебитов;
-
Разработка технологий снижения энергии и расхода газа на лифтирование при подъеме продукции из пласта.
Методы решения поставленных задач
Решения поставленных задач формировались и реализовывались путем использования численных методов, в частности моделированием подъема трехфазной смеси по трубам, и графоаналитическими методами. Расчеты отдельных технологических показателей лифтирования по подъемным трубам с газлифтом выполнялись на основе известных уравнений газо- и гидродинамики с привлечением современной вычислительной техники (ПЭВМ).
Научная новизна результатов работы
-
Теоретически изучены механизм движения и структура потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах газлифта, в результате чего установлено, что потери энергии на преодоление сил сопротивления потока происходят из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении потока по стволу.
-
Впервые при помощи численных исследований на модели движения многокомпонентной смеси через переменные объемы труб установлено, что при переходе из секции переменного объема (последовательно с меньшего на больший) выделяются 7 зон состояния смеси, включающих зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе из одной секции в другую, соединенную с первой.
-
Для реализации снижения гравитационных сил и средней плотности потока газожидкостной смеси создан диспергатор (патент 118680 РФ), состоящий из набора последовательно соединенных камер разных диаметров для мгновенного расширения потока, установленных на подъемных трубах выше рабочего клапана газлифта и последовательно распределенных по длине лифта. Камеры состоят из набора концентрических патрубков разных диаметров и конечной длины, число которых рассчитывается из условия минимума потерь напора по лифту. Для стабилизации диспергированных частиц на вход диспергатора подается реагент – депрессорная присадка (патент 2503801 РФ).
На защиту выносятся:
1. Обоснование графоаналитического метода определения максимального и оптимального дебитов газлифтных скважин;
2. Механизм дополнительного диспергирования многокомпонентной смеси в подъемных трубах;
3. Обоснование размеров и устройства диспергатора;
4. Технология управления газожидкостным потоком в подъемных трубах.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» в
СП «Вьетсовпетро» газлифтным способом подъема продукции. На скважине № 5ХР с расходом газа 95,3 м3 на один кубометр жидкости установка десяти диспергаторов шестиметровой длины через каждые 100 м позволила уменьшить расход газа на лифтирование на 6,2 % с эффектом 20,4 долл. США/сут. Эффект продолжается.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научных и производственных советов в ОДНиГ НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), УГНТУ (г. Уфа, 2010 г.), Томском политехническом университете (г. Томск, 2012 г.), на международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов и Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа,
2011-2013 гг.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ.
Личный вклад автора
В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 92 наименования. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 43 рисунка.
Автор выражает глубокую благодарность специалистам
СП «Вьетсовпетро», ГУП «ИПТЭР» и сотрудникам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией.
Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин
Как было показано выше, газлифтный способ является одним из главных механизированных способов добычи, применяемых в СП «Вьетсовпетро», для скважин, не самофонтанирующих и не обеспечивающих требуемый дебит. При этом ставилась задача обоснования выбора газлифтного способа как основного. Метод заключается в том, что газ высокого давления нагнетают в скважину с целью увеличения энергии, необходимой в процессе подъема жидкости с забоя скважины на поверхность. В данной главе рассматриваем только принципы работы газлифтного способа, применение, преимущества и недостатки каждого метода эксплуатации. Другие принципы, связанные с газлифтным способом, будут детально рассмотрены в следующих разделах [20].
В скважине, эксплуатируемой газлифтным способом, зачастую имеется две колонны труб, по одной из которых нагнетается рабочий агент (газ или воздух), а другая, называемая газлифтным подъемником, используется для подъема газожидкостной смеси на поверхность земли (рисунок 1.1). В нерабочем состоянии жидкость в трубах и в скважине будет находиться на одном уровне, который называют статическим Нст (рисунок 1.1, а). Уровень жидкости в скважине отсчитывается от устья. Давление на забое скважины глубиной Н и столбом высотой (Н – Нст) будет равно пластовому давлению:
Если по нагнетательным трубам подавать газ, то последний, вытеснив сначала всю находящуюся в них жидкость, начнет поступать в подъемные трубы и перемешиваться с ней. Плотность такой смеси будет значительно меньше первоначальной плотности жидкости, вследствие чего уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше подают газа в подъемные трубы, тем меньше плотность газожидкостной смеси и тем на большую высоту она поднимется. Высота подъема смеси зависит также от степени погружения подъемных труб в жидкость. Если они спущены под уровень жидкости на малую глубину, то нагнетаемый газ может прорваться сквозь небольшой столб жидкости, и жидкость практически не будет выноситься на поверхность.
Таким образом, принцип действия газлифтного подъемника для условий СП «Вьетсовпетро» заключается в газировании жидкости в колонне подъемных труб и уменьшении ее средней плотности. При непрерывной подаче газа в подъемные трубы газированная жидкость поднимается до устья скважины и подается к поверхностному коллектору.
При нагнетании газа или воздуха в нагнетательный трубопровод в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление:
Положение статического и динамического уровней определяется соотношениями, которые вычисляются по результатам гидродинамических исследований:
К основным величинам, входящим в расчетные формулы для проектирования газлифтной установки, относятся глубина погружения газлифтного подъемника под динамический уровень жидкости, высота подъема жидкости и относительное погружение. Дадим некоторые определения, которые будем далее широко использовать, в соответствии с рисунком 1.1, на котором приведена расшифровка принятых обозначений. Глубина погружения h – это высота столба негазированной жидкости, соответствующая давлению pбаш у башмака подъемника во время работы скважины:
Высота подъема h0 – это расстояние от динамического уровня жидкости до устья скважины во время работы (рисунок 1.1):
Отношение глубины погружения ко всей длине подъемника называется относительным погружением:
В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления газа. На основе заданного рабочего давления относительное погружение определяют по следующей формуле: де рраб – давление нагнетаемого агента его в точке ввода в подъемные трубы.
В соответствии с конкретными условиями эксплуатации скважин различают следующие схемы газлифта [53, 66]:
- по числу спускаемых рядов труб – однорядные и двухрядные; - по направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную схемы.
Преимущество однорядной схемы газлифта заключается в экономии количества насосно-компрессорных труб. Но пульсации, возникающие при работе, вызывают разрушение пласта (изменение структуры порового пространства) и снижают прочность труб. При двухрядной схеме газлифта спускаемые до интервала перфорации наружные трубы имеют диаметры 73…102 мм, а малые внутренние трубы диаметрами 48…73 мм спускаются ниже уровня жидкости, соответствующего рабочему давлению компрессного газа. При двухрядной схеме газлифта наружная колонна НКТ может быть одного размера по всей длине или ступенчатая. Ступенчатая схема конструируется с целью уменьшения затрат на трубы и увеличения скорости потока ниже башмака колонны подъемных труб. Её недостатки в том, что невозможно изменять глубину погружения внутренних труб, и создаются трудности при исследовании скважины. Центральная система
При центральной системе (рисунок 1.2) компримированный газ нагнетают по центральной колонне труб (внутренние трубы), а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству между внутренними и наружными трубами до устья скважины. Основные преимущества системы – низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважины. Внутренние трубы называют компрессорными трубами, а наружные трубы – подъемными.
Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»
Выбор расчётных вариантов разработки эксплуатационных объектов месторождения выполнен в соответствии с технологической схемой [83].
Объект «нижний миоцен»
Анализ текущего состояния разработки показывает, что залежи нефти находятся на поздней стадии разработки с падающей добычей нефти, основной фонд эксплуатационных скважин сформирован, и бурение новых скважин не планируется. Поэтому для проведения технологических расчетов предлагается один вариант довыработки запасов нефти с системой поддержания пластового давления (ППД), выполненной по очагово-избирательной системе. Основным направлением совершенствования системы разработки является увеличение фонда скважин за счет возврата выбывающих с нижележащих эксплуатационных объектов.
Основные исходные характеристики расчетного варианта разработки залежей нефти нижнего миоцена приводятся в таблице 2.1, в которой в виде основного способа эксплуатации принят фонтанный с последующим переводом на компрессорный (газлифт).
Залежи нефти в блоках I, II, III нижнеолигоценового возраста находятся в начальной стадии падающей добычи, и с 2004 года бурение новых скважин не планировалось, поэтому к рассмотрению предлагается один расчетный вариант, в основу которого положена существующая система разработки. Основным направлением ее совершенствования было бурение трех новых скважин в 2003 году и перевод после отработки с залежи нефти в фундаменте скважин, расположенных в зонах с редким размещением. Исходя из проведенного анализа эффективности системы ППД, на отдельных участках залежей допускается снижение пластового давления ниже давления насыщения и их последующая разработка на режиме истощения.
Основной фонд добывающих скважин залежи нефти в отложениях верхнего олигоцена будет формироваться по мере выбытия скважин с нижележащих эксплуатационных объектов, а также фондом существующих скважин.
Предусматривается также способ эксплуатации по объекту вначале в режиме фонтанного способа, а затем по мере обводнения и истощения пластовой энергии для фонтанирования перевод на компрессорный (режим газлифта).
Основные исходные характеристики расчётного варианта разработки залежей нефти олигоценового возраста приводятся в таблице 2.2.
Объект «фундамент» является основным объектом разработки месторождения «Белый Тигр» и находится на стадии максимальной добычи нефти. К рассмотрению предлагаются пять основных и девять дополнительных расчетных вариантов.
Расчетные варианты различаются между собой плотностью сетки скважин. Рассмотрение этих вариантов является продолжением начатого в предыдущей технологической схеме 1998 года анализа по выявлению оптимального количества скважин, обеспечивающих максимальную выработку запасов нефти и наиболее благоприятные технико-экономические показатели. Во всех вариантах предусматривается выполнение геолого-технических мероприятий по совершенствованию системы разработки. Местоположение и количество новых гидротехнических сооружений (БК, МСП) для бурения скважин обосновывается в главах по обустройству месторождения.
Первый (базовый) вариант по общему количеству пробуренных и намечаемых к бурению скважин практически соответствует утвержденному варианту третьей технологической схемы, составленной в 1998 году. Всего планируется пробурить 25 скважин, и скв. 817, 917 добурить с отложений нижнего миоцена, в т.ч. 17 добывающих и 10 нагнетательных. Фонд скважин, пробуренных на эту залежь, составит 146 скважин. Проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 129 скважин (90 добывающих и 39 нагнетательных). В этом варианте используются все проектные ячейки на МСП и БК.
Во втором варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство трех новых БК, и в период 2003-2009 гг. – дополнительное бурение 27 новых скважин, из которых 19 добывающих и 8 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 171 скважину, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 156 скважин (110 добывающих и 46 нагнетательных). Кроме того, предусматривается девять резервных ячеек для бурения дополнительных скважин.
В третьем варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство пяти новых БК, и в период 2003-2010 гг. – дополнительное бурение 48 новых скважин, из которых 37 добывающих и 11 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 192 скважины, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 177 скважин (128 добывающих и 49 нагнетательных). Имеется 15 резервных ячеек для бурения дополнительных скважин.
В четвертом варианте в дополнение к базовому намечается строительство девяти новых БК, и в период 2003-2013 гг. – дополнительное бурение 72 новых скважин, из которых 55 добывающих и 17 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд возрастет до 216 скважин, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 201 скважину (145 добывающих и 56 нагнетательных). Имеется 27 резервных ячеек для бурения дополнительных скважин.
Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки залежи нефти фундамента приводятся в таблице 2.3.
Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок
Разработка уникальной по строению и запасам залежи нефти в кристаллических породах фундамента месторождения «Белый Тигр» в пределах континентального шельфа СРВ осуществляется впервые и не имеет опыта в мировой практике. Резервуар фундамента связан, в основном, с достаточно развитой системой разуплотненных трещиноватых зон. По стволу пробуренных скважин выделяются крупные зоны притока толщиной до 100…200 м. Объемным гидропрослушиванием установлена прямая гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях.
Крупные пространственные зоны с развитой трещиноватостью впервые выделены и закартированы в 1997 году Центральной геофизической экспедицией в результате переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки 3D на участке площадью приблизительно 50 км2. Высокопродуктивные интервалы скважин четко связываются с крупными круто наклоненными (до 60) зонами развития трещиноватости либо с участками перекрытия субгоризонтальных и наклонных направлений трещиноватости [13, 16].
Часть элементов фильтрационной неоднородности массива гранитоидов поддается картированию в объеме массива данными испытания скважин на приток. Другая же часть картируется только по стволу скважин геофизическими методами или же визуально в колонне керна, но не между скважинами в объеме массива. К некартируемым данным бурения по объему фундамента следует отнести, прежде всего, выделяемые по стволу пробуренных скважин методами акустики и потокометрии крупные зоны приточности толщиной до 100…200 м, чередующиеся с неприточными зонами плотных пород. С этими приточными зонами, как правило, связано залегание многочисленных даек основных пород верх-неолигоценового возраста, имеющих видимую толщину до 16 м и хорошо выделяемых в разрезе кислых и умеренно кислых гранитоидов по материалам стандартного комплекса геофизических исследовании скважин (ГИС) [44]. На обнажениях прилегающей к акватории месторождения суши дайки основных пород залегают преимущественно вертикально и субвертикально. Можно принять, что элементы залегания даек согласуются с элементами залегания зон разуплотнения гранитоидов, которым дайки обязаны своим происхождением. Зоны приточности, не относящиеся к коре выветривания, имеют большие углы падения.
Трещины в керне фундамента наблюдаются практически во всех скважинах. Повышенная трещиноватость приурочена к зонам разломов и связанным с ними зонам дробления, катаклаза, милонитизации. Ширина трещин колеблется от 0,1…0,2 до 20…30 мм [16]. Встречаются зияющие трещины, но чаще они частично или полностью залечены гидротермальными минералами, среди которых преобладают цеолит, кальцит, кварц, сульфиды и др. В работе [16] сделана попытка установить зависимость объема пустот различных типов в керне от глубины его отбора от кровли фундамента. Использовались данные лишь по умеренно кислым и средним породам (гранодиориты, породы диоритового ряда) северного блока месторождения «Белый Тигр». Как видно, в общем случае объем трещин, пор и каверн с глубиной уменьшается, хотя результаты ГИС (данные В.А. Кошляка) и интерпретации сейсморазведки 3D (данные В.А. Ногина) показывают, что в теле фундамента на разных глубинах встречаются субгоризонтальные зоны с повышенной пустотостью.
Оценка пористости коллекторов фундамента выполнена по соотношению эффективной толщины к общей и составила в среднем 0,368. Несмотря на то что пористость коллекторов фундамента не очень высокая, наличие развитой трещиноватости и кавернозности при значительной толщине обусловливает их высокие фильтрационные характеристики и, соответственно, высокую продуктивность.
Наибольшая глубина отбора керна на этом месторождении составляет 4765 м (абс.), наименьшая – 3086 м. Изучение этого керна показывает, что везде фундамент затронут тектоническими процессами, которые привели к образованию разломов, зон трещиноватости, катаклаза, милонитизации. Трещины в гранитоидах имеют (судя по керну) самую разнообразную ориентацию.
Зоны трещиноватости в керне характеризуются тем, что он превращен в щебенку с величинами обломков 3…8 см. Мощность таких зон может достигать 1…2 м и более.
Зоны трещиноватости со значительными пустотностью и проницаемостью разделены массивами слабоизмененных малопроницаемых пород. Это видно в керне и отмечается по материалам ГИС. Надо отметить, что с глубиной относительное количество малопроницаемых зон растет, и дебиты нефти падают. Однако признаки нефтеносности встречены в породах фундамента на всю глубину его вскрытия.
Генетическая природа фундамента шельфа Южного Вьетнама, специфика вторичных процессов, изменивших первоначальный состав и структуру слагающих его пород, а также приуроченность зон развития трещинно-каверновых коллекторов к разломной тектонике лежат в основе неоднородности их фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по вертикали [20].
Дифференциация литофизических характеристик, отражающая характер и интенсивность вторичных изменений пород, сопровождается прерывистостью фильтрующих объемов в магматическом теле, что достаточно четко фиксируется резким различием начальных дебитов нефти в соседних скважинах и подтверждается термопрофилями притока в 11 скважинах Центрального блока (данные НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро», 1994-1995 гг.).
Зоны (интервалы) притока по этим данным имеют мощность от 15 до 75 м и приурочены, главным образом, к измененным в различной степени гранитам или гранодиоритам. Установлено наличие «сухих» интервалов – участков непродуктивных плотных пород внутри основной залежи (Центральный свод, юго-западная и южная части Северного свода), доля которых ниже абсолютной отметки -4121 м возрастает [16].
Нефтеотдача трещиноватого коллектора гранитного фундамента месторождения «Белый Тигр» в значительной степени определяется особенностями его пустотного пространства и неоднородностью. Разностороннее лабораторное изучение коллекции наиболее представительных кернов диаметрами 7…10 см, отобранных из интервалов с полным выносом керна и сохранивших основные виды пустот (макро- и микротрещины, каверны), показало следующее [16]:
- макротрещины раскрытостью более 60 мкм имеют ориентации от субвертикальных (угол превышает 70) до субгоризонтальных, проницаемость коллектора с учетом макротрещин достигает 20 мкм2 и более;
- в низкопроницаемых зонах макротрещины частично или полностью заполнены вторичными минералами, и фильтрационные свойства таких зон определяются, в основном, микротрещинами;
- пустотность микротрещиноватых блоков изменяется от менее 1 % (плотная матрица-неколлектор) до 10 %, а проницаемость не превышает нескольких десятков миллидарси.
Коллектор фундамента можно классифицировать как среду с «двойной» пустотностью, характеризующуюся наличием различающихся по пустотности и проницаемости макротрещин и микротрещиноватых блоков.
Механизм вытеснения нефти водой (закачка воды в подошвенную часть массива начата с середины 1993 года) из такого коллектора включает процессы гидродинамического и гравитационного вытеснения нефти из макротрещин и каверн, а также капиллярного замещения нефти в микротрещиноватых блоках водой из прилегающих к ним макротрещин.
Регулирование эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов
Известны методы повышения КПД газлифтного подъемника, которые можно условно разделить на два направления:
- увеличение глубины погружения подъемника;
- снижение относительной скорости газа.
Первое направление связано с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расходы газа. Реализация этого направления связана с увеличением необходимого давления рабочего агента и, соответственно, давления в газораспределительной системе месторождения, что в большинстве случаев ограничивается существующими характеристиками газопромыслового оборудования. Метод не применим при низкой продуктивности пласта и низких динамических уровнях жидкости.
Второе направление связано со снижением относительной скорости газа. Известно, что относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока [40], которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз (жидкой или газообразной).
Известны следующие способы дробления фазы:
- введение в подъемник поверхностно-активных веществ (ПАВ) [36];
- дробление газовой или жидкой фазы различного рода диспергаторами [53].
Оба из указанных способов снижения относительной скорости газа преследуют одну цель – создание в подъемнике эмульсионной (дробление газовой фазы) или пленочно-диспергированной структуры потока (дробление жидкой фазы).
Область эффективного действия ПАВ определяется величиной объемного расходного газосодержания , т.е. долей газа в объеме газожидкостной смеси. Область эмульсионной структуры (диспергирование газовой фазы) достигается при 0,2, пленочно-диспергированной структуры (диспергирование жидкой фазы) – при 0,9. При 0,2 0,9 имеют место естественные структуры потока – пробковая и пробково-диспергированная, сопровождающиеся высокой по амплитуде пульсацией давления.
Введение в подъемник ПАВ, особенно в условиях высокого процента обводненности продукции скважины, зачастую сопровождается образованием стойких эмульсий, что осложняет процесс подготовки нефти. Кроме того, для реализации процесса необходимы дозировочные установки для подачи ПАВ в поток компримированного газа – индивидуальные (на скважину) или централизованные. Учитывая высокую стоимость химреагентов и вышеуказанные недостатки, применение данного способа ограничено на практике.
Диспергаторы устанавливаются по длине колонны НКТ через 50…100 м. Возможен спуск диспергаторов на проволоке с последующим их креплением в муфтовых соединениях. Конструкция таких диспергаторов достаточно сложная. Наличие диспергаторов исключает спуск в скважину глубинных приборов, в газлифтном подъемнике создаются дополнительные гидравлические сопротивления.
Предлагается также воздействовать на жидкость с целью ее дегазации и дополнительного образования газовых пробок.
Сущность электрических способов заключается в создании электрических разрядов в подъемнике, при которых происходит резкое повышение температуры, вскипание жидкости и, как следствие, интенсивное образование газовой фазы. Более мелкие газовые пузырьки, сливаясь в крупные, образуют газовые пробки. Периодичность создания разрядов и их длительность определяют частоту образования газовых пробок и их длину.
В работе [6] предлагается подбирать частоту импульсов электрических разрядов, равную собственной частоте эрлифта. Авторами утверждается, что при этом в условиях резонансного характера колебаний в подъемнике усиливается газообразование благодаря возникновению значительных градиентов давления.
Имеется еще одно направление снижения относительной скорости. В реальных подъемниках движение газожидкостной смеси носит неустановившийся характер (периодическое накопление и выброс жидкости, увеличение относительной скорости газа за счет движения газовых пробок в газонасыщенной жидкости и их взаимодействия друг с другом, автомодельные пульсации давления на забое и на буфере скважины).
Создание в подъемнике регулярного газожидкостного потока с последовательным чередованием жидкостных и газовых пробок определенной длины позволяет существенно снизить относительную скорость газа (до 0,10…0,15 м/с).
Этот способ реализуется путем наложения на собственные пульсации давления и расхода фаз в газожидкостном потоке внешних возмущений циклического характера.
В литературе подобные способы получили название импульсные технологии.
Внешние циклические воздействия на газожидкостный поток реализуются периодической отсечкой газожидкостного потока на выкидной линии скважины или периодической отсечкой подачи рабочего агента на входе в скважину либо в точке ввода газа в подъемные трубы. Для этого используют клапаны-отсекатели различных конструкций.
В работе [51] описываются способ и устройство, обеспечивающие импульсную закачку газа в подъемник в момент накопления давления газовой фазы до критического значения, соответствующего определенному весу столба жидкости с учетом гидравлических сопротивлений.
Авторы [1] предлагают начинать и прекращать закачку газа в лифт при равенстве давлений в кольцевом пространстве и в НКТ в точке ввода газа посредством глубинного газлифтного клапана.
Известен способ [5], в котором с целью увеличения КПД эрлифта предлагается предварительно определить собственную частоту колебаний эрлифта при постоянной закачке газа и устанавливать соотношение частоты подачи порций газа к собственной частоте в пределах 0,5…5,0.
Авторы [2] описывают способ эксплуатации лифта, заключающийся в замере частоты колебания давления на выходе из лифта при импульсной подаче газа и автоматическом перекрытии устьевого клапана, установленного на выкидной линии, с частотой, равной частоте выхода смеси, но противоположной по фазе.
В работе [3] регулярный пробковый поток реализуется с помощью внутрискважинного устройства.
Особенности движения регулярного газожидкостного потока пробковой структуры в вертикальных трубах изучались многими исследователями.
Основной особенностью этой структуры является наличие зон «отрицательного трения». Установлено, что в процессе восходящего движения газовой пробки величина давления жидкости в кольцевом зазоре между пробкой и внутренней поверхностью трубы не должна учитываться при расчете гравитационной составляющей общего перепада давления. Величина кольцевого зазора увеличивается с увеличением вязкости и снижением скорости жидкости.
Способ эксплуатации газлифтной скважины с импульсной подачей рабочего агента (газа) в колонну НКТ получил название «импульсный газлифт».
Исследования технологии импульсного газлифта проводились на скважине, оборудованной однорядным подъемником. Отсечка газа осуществлялась на газораспределительном блоке (ГРБ) с помощью электромагнитного клапана. При режиме подачи газа в подъемник «4 минуты – подача, 4 минуты – пауза», было получено уменьшение удельного расхода газа в 1,5 раза, дебит жидкости увеличился с 40 до 60 м3/сут. Среднесуточный объем закачки газа использовался такой же, как и до проведения испытаний (расход газа при непрерывном газлифте).
Во время промысловых испытаний также проводились замеры пульсаций забойного давления (рисунок 3.14). Работа скважины при непрерывном газлифте характеризовалась пульсациями давления на забое с амплитудой 0,10…0,25 МПа без четко выраженной закономерности.
При работе в импульсном режиме отмечается снижение среднего значения забойного давления по сравнению с непрерывным газлифтом на 0,10…0,25 МПа, причем частота пульсаций забойного давления совпадает с частотой импульсов подачи газа. При этом амплитуда пульсации давления на забое существенно уменьшилась до 0,02 МПа при общей тенденции сглаживания и сохранения среднего значения.
