Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор техники и технологии периодического газлифта на современном этапе его развития 7
1.1. Выводы 20
2. Особенности работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника. Расчет физических свойств флюидов 21
2.1. Расчет коэффициента утечек 23
2.2. Учет физических свойств фаз при работе периодического газлифта 30
2.3. Выводы 39
3. Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника 40
3.1. Исходные данные для расчетов 40
3.2. Условия открытия клапана 42
3.3. Расчет процесса подъема жидкостной пробки 44
3.4. Расчет процесса выброса жидкостной пробки 51
3.5. Расчет процесса накопления пробки 54
3.6. Расчет параметров работы периодической газлифтной скважины 56
3.7. Выводы 56
4. Геолого-техническая характеристика месторождения Орито 57
4.1. Геологическая характеристика месторождения Орито 57
4.2. Динамика основных показателей разработки месторождения Орито 60
4.3. Способы эксплуатации и характеристика эксплуатационного фонда скважин на месторождении Орито 64
4.4. Характеристика газлифтного комплекса на месторождении Орито 65
4.5. Выводы 67
5. Результаты расчета газлифтных скважин месторождения Орито на периодическом режиме 68
5.1. Расчет и результаты перевода части газлифтного фонда скважин на периодический режим работы 68
5.2. Анализ влияния диаметра НКТ на эффективность работы скважин при периодическом газлифте 69
5.3. Анализ влияния начальной высоты накопившейся пробки на эффективность работы периодических газлифтных скважин 71
5.4. Выводы 75
Заключение 76
Литература 77
- Учет физических свойств фаз при работе периодического газлифта
- Расчет процесса подъема жидкостной пробки
- Динамика основных показателей разработки месторождения Орито
- Анализ влияния начальной высоты накопившейся пробки на эффективность работы периодических газлифтных скважин
Введение к работе
Актуальность темы диссертационной работы.
При низких забойных давлениях отборы жидкости из скважин непрерывным газлифтом осуществляются при больших удельных расходах газа, что делает эксплуатацию таких скважин нерентабельной. Для уменьшения удельных расходов переходят на периодический газлифт или уменьшают относительную скорость газа, применяя поверхностно-активные вещества либо механические разделители газа и жидкости - плунжер или гидропакерный поршень. Периодический газлифт наиболее эффективен при использовании пакера и отсечке газа рабочим клапаном. В этом случае газ из затрубного пространства не сбрасывается в манифольдную линию после выброса жидкостной пробки.
Разработка методик и программ расчета периодического газлифта является одной из сложных и актуальных задач нефтепромысловой практики, особенно в настоящее время, когда на многих месторождениях мира ставится вопрос об оптимизации режимов работы газлифтных скважин, либо о переводе газлифтного фонда на другие способы добычи. К таким месторождениям относится и месторождение Орито в Колумбии.
Методики расчета оборудования и режимных параметров периодического газлифта, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и промысловых исследований. Использование их при других геолого-технических условиях и при других свойствах жидкостей часто приводит к большим ошибкам, сводящим на нет преимущества данного способа эксплуатации скважин. При существующей в настоящее время вычислительной технике появилась возможность создать методику расчета, основанную на математическом моделировании процессов при работе газлифтной скважины в периодическом режиме.
Актуальность проблемы, ее недостаточная научная обоснованность в современной нефтяной науке обусловили выбор темы диссертации, предопределили цели и задачи проведенных исследований.
Цель диссертационной работы заключается в создании математической модели работы установок периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемных труб и методики их расчета.
В диссертации решены следующие задачи:
Разработка алгоритма и программы расчета установки периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника.
Обоснование технологической эффективности перевода группы скважин месторождения Орито (Колумбия) с непрерывного газлифта на периодический.
Решение поставленных задач производилось в соответствии с общепринятой методикой выполнения научных исследований, включающей обобщение и анализ предшествующих исследований, разработку рабочих гипотез и концепций, аналитические исследования, разработку технологических процессов и методического их обеспечения.
Научная новизна.
Впервые предложена методика, основанная на математическом моделировании процессов накопления, подъема и выброса жидкостной пробки при периодическом газлифте с отсечкой газа у башмака НКТ.
Работа пласта учитываются не только в период накопления, но и при подъеме и выбросе пробки.
В методике учитываются изменения физических свойств флюидов в зависимости от термодинамических условий в газлифтной скважине.
Практическая ценность.
Разработана программа расчета оборудования и параметров работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника, основанная на математической модели процессов, происходящих на различных фазах работы скважины.
Полученная программа позволила обосновать перевод четырех скважин месторождения Орито (Колумбия), по которым имелись все необходимые данные для расчетов, с непрерывного на периодический газлифт, что б приведет к уменьшению расхода рабочего агента на 20 тысяч кубометров в сутки и увеличению дебитов скважин. В фонде газлифтных скважин месторождения Орито скважин со сходными параметрами около 30%.
Апробация работ.
Основные положения и результаты исследований докладывались на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003), на заседаниях и научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2000 - 2003 гг.).
Учет физических свойств фаз при работе периодического газлифта
К недостаткам группы бескамерных установок следует отнести, прежде всего, относительно большие величины коэффициента утечек, которые сильно снижают эффективность работы установки.
Среди зарубежных авторов отметим систему классификации установок периодического газлифта, предложенную американским исследователем Брауном К. Э. [101] Он вместе с другими авторами делит все типы установок на три группы: 1- открытые, 2-полузакрытые и 3- закрытые установки.
Под термином «открытые» Браун подразумевает установки без пакера и обратного клапана на башмаке подъемных труб. Эти установки характеризуются тем, что при их функционировании рабочее давление газа передается на пласт в течение всего цикла.
К «полузакрытым» относятся установки с пакером и рабочим газлифтным клапаном, но без обратного клапана на башмаке подъемных труб. При работе этих установок рабочее давление газа передается в пласт только во время подъема и выброса жидкостной пробки. При накоплении, когда рабочий клапан закрыт, давление газа не влияет на величину забойного давления.
«Закрытыми» установками следует считать установки с пакером, рабочим газлифтным клапаном и обратным клапаном у башмака подъемных труб. Сюда относятся и установки, оборудованные камерой замещения с пакером или без него, но с нижним обратным клапаном в ней. В этих установках влияние давления рабочего агента устранено во время всего цикла работы. Преимущества открытых установок - простата и гибкость конструкции. Недостатки — влияние рабочего давления не позволяет снижать в широких пределах величину забойного давления, что ограничивает возможность увеличения дебита скважины и делает невозможным применение этих установок в условиях сильно источенных пластов с низким пластовым давлением или в малопродуктивных скважинах. Кроме того система требует дополнительные затраты энергии и времени при продувке жидкости, накопившейся в кольцевом пространстве, что также снижает эффективность ее работы. Полуоткрытые установки конструктивно являются менее гибкими, но функционально обладают рядом преимуществ перед открытыми установками, а именно: - Позволяют уменьшить влияние рабочего давления на работу пласта. - Делают осуществимой подачу газа при значительных глубинах погружения. - Позволяют снизить забойное давление в широких пределах, что приводит к получению более высоких дебитов. - Уменьшается время накопления за счет положительной работы пласта во время подъема и выброса, что также позволяет увеличить среднесуточный дебит скважины. - Снижаются энергетические затраты при перезапуске установки, так как отпадает необходимость осуществлять продувку жидкости в кольцевом пространстве. Закрытые установки применяют с целью устранить полностью влияние рабочего давления на пласт. При помощи таких установок можно осуществить подъем более длинных пробок жидкости, требующие большие значения рабочего давления. Здесь невозможно проявление отрицательной работы пласта, когда во время работы установки пласт поглощает обратно часть жидкости под клапаном. Отрицательная работа пласта снижает эффективность работы установки, так как часть подаваемой газа не участвует в подъем жидкостной пробки, а наоборот идет на продувку жидкости в сторону пласта. Поэтому в этих условиях необходимо применить на башмаке подъемных труб обратный клапан, полностью устраняющий влияние высокого рабочего давления на работу пласта. Эти схемы также позволяют снизить величину забойного давления, где это необходимо. Главный недостаток закрытых установок состоит в более сложной их конструкции, требующей дополнительные затраты на оборудование и обслуживание, являющейся более жесткой и сравнительно менее надежной чем остальные виды установки. Отметим, что методика расчета и проектирования установок периодического газлифта сильно зависит от вида конструкции. Каждая отдельная деталь оборудования добавляет дополнительные нюансы и поэтому, ни одна из существующих методик не может претендовать на универсальность. В этом заключается принципиальная сложность сравнительного анализа разных вариантов конструкции установок на стадии их проектирования. Отсутствие простых и надежных методик расчета и проектирования является одним из существенных недостатков большинства из существующих установок. Имеющиеся системы классификации установок периодического газлифта позволяют выделять основные критерии их выбора: 1) термодинамическая характеристика продуктивного пласта — пластовые давления и температура, коэффициент продуктивности, дебит скважин; 2) состав и свойства пластовых флюидов - обводненность продукции, вязкость и плотность жидкостей, соленость попутных вод, содержание парафина, давление насыщения, газовый фактор; 3) наличие осложняющих факторов - высокое содержание парафина, солей и кислых компонентов в продукции скважины, вынос песка при слабости коллектора, высокая степень искривления ствола скважины, контакт ствола скважины с многолетнемерзлыми породами, суровые природно-климатические условия. Для специфических условий месторождения Орито, эксплуатирующегося в режиме истощения, без поддержания пластового давления и находящегося на поздней стадии разработки, при наличии существующей системы компрессоров, разработанной для осуществления обычного непрерывного газлифта, целесообразным представляется перевод низко-дебитных скважин на периодический газлифт. В этих скважинах наиболее выгодно выглядит использование полузакрытых бескамерных установок. 1. Обзор современного состояния техники и технологии периодического газлифта показывает основные трудности, имеющиеся в настоящее время для разработки общих методик расчета, которые в основном заключаются в большом разнообразии конструкций и технологических схем для периодического газлифта. 2. По сравнению с другими способами искусственного подъема жидкости, периодический газлифт является способом, обладающим низкой стоимостью, обеспечивающий относительно высокий КПД подъемника и имеющий ряд преимуществ, которые оказываются актуальными для его применения на поздней стадии процесса разработки нефтяных месторождений с газовым режимом и режимом растворенного газа. 3. Принципиальными направлениями оптимизации периодических газлифтных установок в настоящее время считаются применение схем внутрискважинного периодического газлифта на месторождениях, где они осуществимы, применения установок с отсечкой газа у башмака подъемника и использование твердых разделителей фаз - плунжера или поршня. Именно такими способами достигается наиболее полное использование энергии газа, удается снизить удельный расход газа и обеспечить наиболее эффективный выброс продукции.
Расчет процесса подъема жидкостной пробки
Они представляют собой пласты средней толщиной соответственно 6,1; 3,0 и 7,6 м. Наиболее протяженный из них - верхний (песчаник Н), который занимает общую площадь в 18 кв. км. Два другие коллекторы, залегающие ниже вышеназванных, и обозначенные соответственно А и Б - известняки. Они залегают ниже коллектора Т, в том же порядке. Отличительной особенностью Вильеты является наличие значительной газоносности в коллекторе Б, залегающем в нижней части формации и обеспечивающем почти половину объема снабжения газом газлифтной системы месторождения (т.е. около 204 тыс. куб. м в сутки). Остальные параметры характеристики этой формации приведены в таблице 4.1. В настоящее время коллектор Н разрабатывается в водонапорном режиме (текущее пластовое давление 12 МПа), а коллектор Т — в режиме растворенного газа.
Залежь Пепино по объему является наименьшей их всех. Однако к ней приурочено 15,3 % от начальных балансовых извлекаемых запасов. Она представляет собой геологическое образование, состоящее из глин, песчаников, обломочных горных пород и глинистых сланцев эоценового возраста, с общей мощностью 365 м, которое залегает на средней глубине 670 м. Условия седиментации - континентальные от горных лавин до плоскогорных речных долин. Эффективная средняя толщина коллектора - 30 м. Физическая характеристика коллекторов и флюидов этой формации приведены в таблице 4.1. Залежь Пепино разрабатывается в режиме растворенного газа.
Общие черты физической характеристики свойств продуктивных пластов и насыщающих им флюидов на месторождении Орито следующие: 1. Основная часть балансовых извлекаемых запасов нефти содержится в коллекторах песчанистого типа, в то время как основные балансовые запасы газа содержатся в значительной степени в карбонатных коллекторах Вильета Б, а также в свободном и растворенном виде (залежи Кабальос и Пепино). 2. Кабальос, Вильета и Пепино являются разными геологическими формациями, образованными в разных условиях и периодах времени. 3. Нефти выше перечисленных залежей различаются по составу и физическим свойствам. Различные значения давлений насыщения для нефти разных пластов объясняются неодинаковыми значениями газосодержания и состава газа. 4. Газы пластов Кабальос и Вильета, схожи по содержанию двуокиси углерода, который придает кислый характер потокам водонефтяных эмульсий, протекающих в системе сбора и подготовки месторождения. 5. Текущая нефтеотдача по всему месторождению на январь 2000 г. по данным Экопетрол составило 0,193 при проектном показателе 0,215. Степень выработки месторождения составляет 89,6 % от извлекаемых запасов. Месторождение было открыто в 1963 году. С 1963 по 1972 года проводилась опытно-промышленная эксплуатация. За этот период пробурено 72 скважины, 70 из которых оказались продуктивными. Началом промышленной эксплуатации месторождения принято считать 1969 год, когда три основные объекты - Кабальос, Вильета и Пепино были вовлечены в эксплуатацию. В этом году было добыто приблизительно 1 миллион 780 тысяч кубических метр (полтора миллиона тонн). В период, который идет с 1969 г. по 1978 г. разработку месторождения вели иностранные инвесторы. В этот относительно короткий отрезок времени было добыто около 23 миллионов кубических метров нефти. С 1979 г. разработкой месторождения занимается Колумбийская Нефтяная Компания ЭКОПЕТРОЛ. С этого момента до наших дней было добыто лишь 11,6 миллионов кубических метров, то есть половина добычи, которая приходится на первый период эксплуатации. До настоящего времени на месторождении было пробурено 109 скважин. Из них, по состоянию на май 2002 года в технологической схеме сохранялись 46 скважин. Динамика основных показателей разработки месторождение Орито показана в рисунках 4.1 и В 2001 году было добыто 336 тыс. куб. м жидкости, 152 тыс. тонн нефти при средней обводненности 46,8% и среднесуточном дебите скважин по нефти 9,18 тонн в сутки. Обработка имеющихся данных показывают сильное влияние залежи Кабальос на фоне общей картины разработки месторождения Орито. Влияние двух других объектов разработки особенно ощутимо на поздней стадии разработки. Это подтверждается анализом, который представлен на рисунке 4.3.
Динамика основных показателей разработки месторождения Орито
Большинство скважин, по которым производились расчеты по переводу на периодический режим, имели точки экстремума, указывающие высоту столба над рабочим клапаном 10 при которой обеспечивался максимальный дебит. Так по скважине О-010 (рис. 5.2) при 10 = 400 м дебит скважины был равен 11,82 мЗ/сут, при уменьшении погружения клапана до 150 м дебит возрастал до 13,34 мЗ/сут, а затем при 10 = 100 м падал до 12,36 мЗ/сут. По этой скважине удельный расход газа с уменьшением погружения постоянно увеличивался, сначала медленно, а начиная с 10 = 200м более резко. Удельный расход газа почти по всем скважинам возрастал с уменьшением погружения клапана. Выбор рабочего режима производился не по максимальному дебиту, а по соотношению дебита и удельного расхода газа. В частности для скважины О-010 (рис. 5.2) был установлен режим работы при высоте столба жидкости над клапаном 200 м а не 150 м, так как при погружении клапана на 150 м дебит увеличивался, по сравнению с дебитом при выбранной высоте, только на 0,08 мЗ/сут, в то время как удельный расход газа возрастал почти в два раза (с 687 до 1215мЗ/мЗ).
По скважинам О-010, О-012, О-015 оптимальной высотой накопления жидкости над рабочим клапаном принята высота в 200 м, а по скважине О-005 эта высота равна 100 м.
Следует отметить, что диапазон изменения начальной высоты накопления для различных скважин получился разным, так как они работают при разных исходных параметрах. На приведенных графиках показан диапазон изменения этого параметра, при котором возможна работа периодического газлифтного подъемника. Границы этого диапазона определяются соотношением давлений на входе и на выходе клапана, которые зависят от давления в системе подачи газа и противодавления накопленной пробки жидкости. 1. В малодебитных скважинах с умеренным коэффициентом продуктивности можно увеличить отборы жидкости с использованием технологии периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ. Низкий коэффициент продуктивности сильно снижает эффективности работы периодических газлифтных скважин, так как этот параметр непосредственно влияет на продолжительность периода накопления. 2. Расчеты показали, что диаметр подъемника, принятый при непрерывном газлифте, оказался оптимальным и при периодическом эксплуатации газлифтных скважин. 3. Результаты расчетов по оптимизации начальной высоты жидкостной пробки в малодебитных скважинах выявили, что с ростом этого параметра, как правило, уменьшается удельный расход газа, при этом дебит скважины стремится также к уменьшению. Поэтому оптимальный режим необходимо выбирать исходя из возможности получения большего дебита при приемлемом значении удельного расхода газа. В диссертации проведен анализ технико-технологических возможностей различных модификаций периодического газлифта, на основе которого выявлено, что для условий месторождения Орито наиболее приемлемыми являются модификации периодического газлифта с использованием полузакрытых бескамерных установок с отсечкой газа у башмака подъемных труб. На основе математического моделирования разработана методика для выбора оборудования и расчета параметров работы периодического газлифта с отсечкой газа у башмака НКТ. В методике учитывается изменение свойств флюидов на всех этапах работы газлифтной скважины. Учет работы пласта производится не только в период накопления, но и в период подъема и выброса жидкостной пробки. Расчет свойств газа и жидкости впервые производится на каждом шаге расчета подъема, выброса и восстановления уровня. Это дает возможность учитывать влияние этих свойств на давления на входе и на выходе клапана и на изменение кинематических характеристик потоков в НКТ и кольцевом пространстве при подъеме и выбросе жидкостных пробок. Проведены расчеты по переводу и оптимизации девяти скважин газлифтного комплекса месторождения Орито (Колумбия) на периодический режим их эксплуатации.
Анализ влияния начальной высоты накопившейся пробки на эффективность работы периодических газлифтных скважин
Из таблицы видно, что основным способом эксплуатации на данном месторождении является непрерывный газлифт, при помощи которого эксплуатируются большинство скважин, добывающих нефть из формаций Кабальос и Вильета. Второе место по эксплуатационному фонду приходится на ШГН, которым оборудовано практически все скважины, эксплуатирующие залежь Пепино. Фонтанным способом эксплуатируются две скважины формации Вильета, а винтовыми насосами оборудованы три скважины Пепино.
Необходимо отметить, что газлифт является первым способом искусственного подъема жидкости, применимым на месторождении. Первоначальная схема газлифта практически включала все скважины эксплуатационного фонда. Перевод на другие способы механизированной добычи связан прежде всего с необходимостью больших расходов газа при снижении пластового давления в залежи Пепино, а также с неоправданными энергетическими затратами при эксплуатации низко-дебитных скважин непрерывным газлифтом.
Распределение способов эксплуатации скважин по объемам добычи служит важным показателем состояния работы эксплуатационного фонда. В таблице 4.3 приводим процентное соотношение добычи жидкости, нефти, воды и газа по способам на примере августа 2001 г. Согласно этой таблице принципиальное значение по объему добычи имеет газлифтный способ.
Система газораспределения (СГ) месторождения Орито разработана для обеспечения замкнутого цикла использования нефтяного газа и состоит из двух газораспределительных батарей - ГРБ-1 и ГРБ-2. Здесь же расположены системы выкидных линий скважин, сепараторы низкого и высокого давления первой ступени, газоочистители, линии питания компрессоров, компрессорные станции и линии сбора и подачи газа в скважины.
Основная схема системы газораспределения и газовых потоков на месторождения Орито показана на рисунке 4.4. Работа этой системы осуществляется шестью компрессорами. В ГРБ-1 пять компрессоров, подключенных параллельно, во второй, всего один компрессор. Компрессорная система рассчитана для перекачки 495 тыс. куб. м ст. газа в сутки. Нынешняя потребность газа в системе, по данным на август 2001 года, составляет 486 тыс. куб. м. ст. газа в сутки. На этом же рисунке видно, что система подачи и сбора газа не является строго замкнутой. Для сжатия в компрессорах используется газ под давлением на входе не менее 289 кПа.
Поэтому, газ более низкого давления после первой ступени сепарации уходит на факелы. Чтобы скомпенсировать эти потери, помимо газлифтных скважин, дающие газ высокого давления, к системе подключены дополнительные источники газа, которыми являются скважины 0-7 и 0-41, эксплуатируемые фонтанным способом и имеющие большой газовый фактор. Компрессоры подают газ в систему газораспределения под давлением 6,201 -6,270 МПа.
Схема оборудования для непрерывного газлифта одинакова для всех скважин и состоит из колонны НКТ, спущенной к забою, несколько пусковых и одного рабочего клапана. Газ подается через кольцевое пространство, изолированное от забоя пакером у башмака НКТ. Система сбора продукции единая для всех эксплуатируемых объектов месторождения и состоит из скважин, сепараторов первой и второй ступеней, четырех сборных единиц, главного сборного пункта, откуда продукция направляется в нефтепровод. 1. Геологические характеристики месторождения Орито позволили обустроить систему компрессорного непрерывного газлифта. Среди мероприятий по оптимизации работы этой системы можно предложить постепенный перевод скважин на периодический газлифт. Учитывая конструктивные особенности газлифтных скважин, на данном месторождении наиболее выгодным предоставляется использование схем периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемных труб. 2. Среди физико-технологических факторов, которые обусловливают снижение эффективности эксплуатации газлифтного комплекса месторождения Орито, следует выделять переход разработки залежей на режимах растворенного газа при условиях прогрессирующего падения пластовых давлений и отборов жидкости из скважин, рост обводненности продукции и химический состав нефтяного газа.
