Содержание к диссертации
Введение
1. Опыт применения бескомпрессорного газлифта 13
1.1. Внутрискважинный газлифт (ВСГ) 15
1.2. Одновременно-раздельная схема «ВСГ-газ» 22
1.3. Автономный бескомпрессорный газлифт 25
2. Совместный раздельный отбор различных фаз 40
2.1. История решения вопроса о совместном раздельном отборе разных фаз 40
2.2. Вопрос о совместном притоке нефти и газа 41
2.3. Выбор методики расчета совместного отбора нефти и газа при разработке оторочек газовых и газоконденсатных месторождений 53
3. Аналитическое описание совместного притока по методике Телкова А.П. и Стклянина Ю.И. 58
3. 1. Описание методики 58
3. 2. Обработка результатов расчетов по методике Телкова А.П. и Стклянина Ю.И 61
4. Моделирование процесса совместного притока нефти и газа 66
4.1. Характеристика методики и программного обеспечения для моделирования процессов совместного притока 66
4.2. Описание модели применяемой для моделирования процессов совместного отбора нефти и газа 68
4.3. Цели моделирования 76
4.4. Порядок работы с моделью 78
4.5. Обработка результатов моделирования 85
4.6. Моделирование пласта с более низкими энергетическими параметрами 94
5. Расчет внутрискважинного оборудования для отбора нефти из оторочек 104
5.1. Алгоритм расчета внутрискважинного оборудования 104
5.2. Пример расчета газлифтного подъемника с помощью предложенной методики 108
5.3. Характеристика программного обеспечения используемого для расчета внутрискважинного газлифта 109
5.4 Расчет подъема газа на поверхность 112
Основные выводы 115
Список литературы
- Одновременно-раздельная схема «ВСГ-газ»
- Вопрос о совместном притоке нефти и газа
- Описание модели применяемой для моделирования процессов совместного отбора нефти и газа
- Пример расчета газлифтного подъемника с помощью предложенной методики
Одновременно-раздельная схема «ВСГ-газ»
За последние годы газлифтный способ эксплуатации находит применение в добыче нефти при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождении.
Перспективность внедрения этого способа обусловлена простотой обслуживания и ремонта газлифтных установок; возможностью эффективной эксплуатации скважин, особенно искривленных и наклонно направленных, при высоких значениях газовых факторов, давлений насыщения и температур нефти; обеспечением значительного сокращения числа бригад подземного ремонта скважин; надежностью эксплуатации скважин и др. Использование газлифтного способа позволяет достичь высоких величин межремонтных периодов работы и коэффициента эксплуатации, обеспечить широкий диапазон производительности скважин. Однако в настоящее время недостаточно уделяется внимания газлифтной бескомпрессорной эксплуатации скважин, эффективность и экономичность которой, при наличии и использовании в залежи газовых пластов, газовых шапок и других геологических и природных факторов, значительно выше, чем при насосной добыче.
Более 86 % всего фонда газлифтных скважин Российской Федерации в 1994 г. эксплуатировалось в Западной Сибири. Здесь было добыто газлифтным способом 9625.2 тыс. т нефти или 92.8 % общего объема добычи.
В последние годы в Западной Сибири значительно возрос механизированный фонд, однако число скважин, работающих по схеме бескомпрессорного газлифта, сокращается. Так, по данным работы [6] на 1.10.1982 г. на Самотлорском месторождении фонд скважин, работающих по схеме бескомпрессорного газлифта, составлял 57 или 1.5 % общего фонда и 5.6 % насосного. В работе [78] подтверждается, что по схеме бескомпрессорного газлифта на Самотлорском месторождении оборудовано 98 и эксплуатируется 51 скважина со средним удельным расходом газа 82 м /т. Межремонтный период работы их составил 1696 сут, коэффициент эксплуатации - 0.937.
На основании технико-технологических решений, разработанных в СибНИИНП, бескомпрессорный газлифт успешно использовался для добычи нефти на Лянторском и Быстринском месторождениях. Не дожидаясь окончания строительства компрессорных станций и других коммуникаций, на бескомпрессорный газлифт (на период до внедрения компрессорного) было переведено свыше 120 нефтяных скважин Самотлорского, Лянторского и Быстринского месторождений. Велись работы по переводу скважин Варьеганского и Северо-Варьеганского месторождений на бескомпрессорный газлифт.
Как отмечается в работах [25,63,64,73] высокие технико-экономические показатели разработки нефтяных месторождений определяются использованием добывных возможностей скважин. После окончания фонтанного периода работы скважин наиболее экономичным и высокопроизводительным, по сравнению с насосным способом добычи, является бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации, обеспечивающий повышенную надежность, высокий межремонтный период и большие отборы (до 1400 м /сут). В отличие от насосного (установок ЭЦН и СШН) этот способ эксплуатации имеет ряд преимуществ [25]: возможность эксплуатировать скважины с большой кривизной ствола и ступенчатой подъемной колонной; осложненных солепарафиноотложениями, и скважин с высоким содержанием песка в продукции; позволяет в широких пределах регулировать отбор жидкости, в результате чего упрощается эксплуатация залежей, с подошвенной водой; повышенное содержание газа в нефти и высокая температура пластовой жидкости играют положительную роль в процессе ее лифтирования в трубах; межремонтный период работы газлифтных скважин в 3-5 раз выше насосных; позволяет значительно сократить капитальные и эксплуатационные расходы.
Бескомпрессорный газлифтный способ добычи нефти получил применение в различных регионах: в Западном Казахстане Украине, Азербайджане, Киргизии, Туркмении, Краснодарском крае и особенно в Западной Сибири. Однако объемы его внедрения были незначительны [36].
Так, на Самотлорском месторождении бескомпрессорный газлифтный способ добычи начал применяться в 70-е годы. Число скважин, оборудованных под бескомпрессорный газлифт, было крайне мало. По состоянию на 1.01.78 г., число таких скважин составило 38; они были оборудованы по трем схемам:
Вопрос о совместном притоке нефти и газа
Используя уравнение (3.5) были проведены расчеты необходимых отборов из газовой части пласта для заданного отбора нефти из оторочки в зависимости от величины и положения интервала перфорации, при которых соблюдалась бы неподвижность ГНК вблизи скважины. На рис. 3.2. и 3.3. приведены результаты расчетов для отбора по нефти 70 м3/сут в пластовых условиях и следующих характеристиках пласта и флюидов: hH =10м., пг=10м., Ьг=2..10м., Ьн=2..8м., %=5, R0=200M., лт=0,01мПа с., Ян=2,5мПа с, принято АРк=0.
На рис. 3.2 представлена зависимость отбора газа, при котором не происходит деформация ГНК, от величины относительного вскрытия 12000 нефтяной и газовой части пласта, когда нефтяная часть перфорирована в подошве, а газовая часть в кровле пласта. Из графиков на рис. 3.2 можно сделать следующие выводы: - чем больше относительное вскрытие газовой части пласта пг , тем меньше отбор газа, необходимый для сохранения границы раздела в первоначальном положении, при различном вскрытии нефтяной части пласта пн ; - чем больше относительное вскрытие нефтяной части пласта пн , тем больше отбор газа, необходимый для сохранения границы раздела в первоначальном положении, при различном вскрытии газовой части пласта hr .
На рис. 3.3 анализируется не только влияние интервала перфорации газовой части пласта на отбор газа, но и положение этого интервала. В данном случае расчеты проводились при вскрытии нефтяной части пласта в подошве на 50 % его толщины. Из графиков на рис. 3.3 можно сделать следующие выводы: - чем больше интервал перфорации газовой части пласта с , тем меньший отбор газа необходим для сохранения границы раздела в первоначальном положении; - при приближении интервала вскрытия газовой части пласта к ГНК сначала наблюдается рост отбора газа необходимого для поддержания границы раздела фаз в неподвижном положении, а затем его уменьшение.
Изложенная методика, примененная при расчетах для конкретной нефтегазовой залежи, может использоваться для определения величины и положения интервала вскрытия газовой части пласта, при отборе газа обеспечивающем подъем заданного отбора нефти ВСГ, с учетом сохранения неподвижности границы раздела фаз.
Вышеизложенная методика позволяет проводить расчеты и при наличии подошвенной воды. К сожалению, те результаты, которые получены, не легко объяснить с точки зрения физических процессов протекающих в пласте. По видимому это связано с теми допущениями, которые сделали при создании своей методики Телков А.П. и Стклянин Ю.И. В аналитических зависимостях фильтрация газа описывается законом Дарси, делается допущение о несжимаемости флюидов, что является грубым приближением. Поэтому те результаты, которые мы получили с помощью этого подхода, вызывают сомнения в их достоверности. Именно поэтому пришлось искать другой путь исследования процесса одновременного притока нефти и газа к скважине. Этим альтернативным путем оказалось моделирование, в котором можно учесть реальные процессы, проходящие в пласте. Именно поэтому пришлось создавать модель элемента пласта и просчитывать большое количество вариантов.
Математическое моделирование осуществлялось с использованием трехмерной трехфазной модели фильтрации «ECLIPSE 100» компании «Schlumberger» [117].
Математическая модель учитывает: многообразие режимов разработки (водонапорный, газонапорный, упругий и режим растворенного газа); изменчивость по площади и/или в вертикальном сечении коллекторских свойств (толщин, абсолютных проницаемостей, пористости, начальных насыщенностей породы нефтью, газом и водой, начального пластового давления); сжимаемость породы и фаз; плотности, вязкости, объемные коэффициенты нефти, газа и воды, растворимость газа, как функции давления; влияние капиллярных и гравитационных сил на процесс фильтрационного переноса; сложную динамику работы скважин - изменения забойных давлений или дебитов во времени, смену режимов заданных давлений или дебитов, отключение скважин по достигнутым обводненности или газовому фактору, перевод добывающих скважин под нагнетание, перенос интервалов перфорации, неодновременный ввод скважин в эксплуатацию и т.д. Математическая модель основана на уравнениях трехмерной трехфазной фильтрации типа Маскета-Мереса.
Описание модели применяемой для моделирования процессов совместного отбора нефти и газа
Для обработки результатов воспользовались схемой притока из главы 3. и провели построения, аналогичные графикам расчета по методике Телкова А.П. Стклянина Ю.И. [88, 104, 105]. Результаты расчетов приведены в таблицах 4.1.-4.2. Относительное положение перфорации. Зависимость компенсирующего дебита газа от положения и величины интервала перфорации на режиме истощения представлена на рис. 4.11. Зависимость компенсирующего удельного дебита газа от положения и величины интервала перфорации на режиме истощения представлена на рис. 4.12. Аналогичные зависимости для режима с постоянным давлением на контуре питания представлены на рисунках 4.13-4.14. При сравнении двух пар рисунков (4.11-4.12 с 4.13-4.14) можно сделать вывод, что наличие или отсутствие питания на контуре качественно не влияет на зависимость компенсационного отбора газа из газовой шапки от положения и величины интервала перфорации. Поведение кривых на рисунках одинаково. При приближении интервала перфорации от кровли пласта к газонефтяному контакту компенсационный отбор газа из газовой шапки уменьшается. Кроме того, прослеживается еще одна закономерность, чем больше интервал перфорации газового пласта с , тем меньший отбор газа необходим для сохранения границы раздела в первоначальном положении.
Количественное влияние условий на контуре питания на зависимости (рис.4.11-4.13), безусловно, есть. Компенсационные отборы при наличии питания на контуре больше, чем на режиме истощения (рис. 4.11-4.13). Но Таблица 4.1
Наиболее близка к реальности ситуация с непроницаемыми границами на контуре питания. Именно такова система разработки нефтегазового месторождения на режиме истощения. Месторождение разбивается на изолированные элементы, в которых добывается нефть и газ. Взаимных перетоков в этой ситуации может и не быть. Поэтому для дальнейших расчетов и рассуждений выбираем моделирование на режиме истощения. Кроме того, как показано выше, принципиальной разницы в поведении газонефтяного контакта в районе скважины при разных условиях на контуре питания нет.
При сравнении результатов расчетов по аналитическим зависимостям Телкова А.П. Стклянина Ю.И. и результатов моделирования на программном комплексе «Eclipse» (рис. 3.3 и 4.11) видно, что они различны. Главным различием в данном случае является не количественное отличие результатов двух подходов, а качественное отличие. Если по аналитическим зависимостям выходит, что при приближении верхнего интервала перфорации газового пласта к газонефтяному контакту компенсационный отбор должен расти (рис. 3.3), то по результатам моделирования все происходит наоборот, т.е. при приближении верхнего интервала перфорации к газонефтяному контакту компенсационный отбор падает. Чем можно объяснить эти несоответствие результатов? Прежде всего, теми допущениями, которые вводились при выводе аналитических зависимостей [88, 104]: несжимаемость пластовых флюидов, фильтрация подчиняется закону Дарси. При моделировании этих допущений нет. В модели моделируется достаточно точно основные свойства нефти и газа (плотность, вязкость, сжимаемость, растворимость). Углеводородная смесь предполагается состоящей из двух псевдокомпонентов - нелетучей нефти и газа, растворяющегося в ней. Если в аналитических зависимостях фильтрацию описывают законом Дарси, то в модели применяется
математическая модель, основанная на уравнениях трехмерной трехфазной фильтрации типа Маскета-Мереса. Для описания физико-химического поведения углеводородной смеси используются данные, полученные в экспериментах по дифференциальному разгазированию.
Влияние положения и размера верхнего интервала перфорации на характер поведения газонефтяного контакта имеет следующие особенности. Если производить вскрытие газовой шапки непосредственно от кровли пласта, то наблюдается такая картина. Для того чтобы компенсировать отбор нефти приходится отбирать большее количество газа (рис. 4.11). Высокий отбор нефти и низкое забойное давление в газовой части пласта приводит к деформации газонефтяного контакта вдали от скважины. Хотя эта деформация невелика, все же эта трансформация является одной из причин, по которой не следует вскрывать газовый пласт от самой кровли с целью предотвратить изменение формы ГНК.
При приближении к газонефтяному контакту верхнего интервала перфорации компенсационный отбор уменьшается (рис. 4.11), при этом происходят следующие негативные явления. Чем ближе интервал перфорации тем, более точно необходимо задавать забойное давление в газовом пласте, т.к. любая ошибка приводит к прорыву как газа в нефтяную часть, так и нефти в газовую. Причем надо всегда помнить о том, что прорыв газа в нефтяную часть является меньшим злом, по сравнению с прорывом нефти в газовую часть. Таким образом, чем ниже перфорируется газовая часть пласта, тем выше вероятность прорыва нефти в нее. Поэтому не рекомендуется перфорировать газовый пласт вблизи от газонефтяного контакта. Вычислительные эксперименты показали, что наиболее оптимальным положением интервала перфорации является положение, когда газонасыщенный интервал вскрывается в средней его части. Для нашей модели это положение перфорации от 11-го до 25-го слоев. При этом положении интервала перфораций забойные давления для газовой и нефтяной частей пласта близки по значению
Пример расчета газлифтного подъемника с помощью предложенной методики
Согласно данных расчета (рис. 4.18 и 4.21) начальные дебиты в вариантах расчета равны 70 м /сут и 120 м /сут соответственно. Забойные давления для нефтяной и газовой части пластов в данных конкретных случаях одинаковы и равны 18.0 и 16.0 МПа. Глубина скважины равна 2900 м. Система сбора состоит из двух линий: первая линия низкого давления для нефти 2.5 МПа, вторая линия высокого давления 11 МПа для газа. Таким образом, для подъема нефти будем использовать НКТ, а газ будем добывать по затрубью.
Согласно таблице 5.1 выбираем в первом случае НКТ с условным диаметром 60 мм, для второго случая больше всего подходит НКТ диаметром 73 мм. Газовый фактор для нефти равен 100 м3/м3 (рис. 4.20 и 4.23).
С помощью программы VFPi проведем расчеты для двух случаев. Расчеты будем проводить «снизу вверх», т.е. задаваясь давлением на глубине клапана, строим кривую давления до устья. Построим кривые распределения давления для различных удельных расходов введенного газа R. Количество газа будем прибавлять до тех пор, пока давление на устье не будет равно минимальному давлению в системе сбора (2.5 МПа).
На рисунке 5.1 построены графики распределения давления для первого случая, когда диаметр НКТ равен 60 мм, забойное давление равно 18.0 МПа, дебит нефти 70 м/сут. При удельном расходе вводимого газа R=50 м3/м3 устьевое давление будет равно 2.58 МПа. Расход вводимого газа составит 3500 м /сут. Будем считать, что режим работы данной скважины подобран.
На рисунке 5.2 построены графики распределения давления для второго случая, когда диаметр НКТ равен 73 мм, забойное давление равно 16.0 МПа, дебит нефти 120 м/сут. При удельном расходе вводимого газа R=l 10 м3/м3 устьевое давление будет равно 2.55 МПа. Расход вводимого газа составит 13200 м /сут. Будем считать, что режим работы данной скважины также подобран.
Для расчета газожидкостного подъемника использовалась программа VFPi, входящая в качестве опции в программный комплекс «Eclipse». Программа VFPi является интерактивным вариантом программы VFP (Vertical Flow Performance). Эта программа вычисляет распределение давления в стволе скважине и трубопроводе и создает таблицы описывающие гидравлику в трубах. Вычисления падения давления для определенных условий течения производятся программой VFPi с помощью стандартных многофазных корреляций. При проведении расчетов может быть учтено применение различных технологий, включая применение газлифта, погружных насосов, газовых компрессоров и наземных штуцеров.
Для расчета применяем программу VFPi. Цель расчета: удостовериться в том, что при данных условиях газ будет подниматься на поверхность в линию высокого давления (П.ОМПа) [7]. Для этого примем в расчете наиболее жесткие условия. Давление забойное 16.0 МПа, глубина 2900 м, дебит газа 500 тыс. м /сут. Внешний диаметр НКТ dBm примем 73 мм, внутренних диаметров обсадной колонны DBH будет три: мм (обсадная колонна 146 с максимальной толщиной стенки 11 мм) 144 мм (обсадная колонна 168 с максимальной толщиной стенки 12 мм) 148 мм (обсадная колонна 178 с максимальной толщиной стенки
Таким образом, эффективные диаметры в этих случаях будут равны 100, 124 и 129 мм. Распределение давления газа в затрубном пространстве показано на рисунке 5.3. Из этого графика видно, что даже при самом маленьком эффективном диаметре (100 мм) устьевое давление равно 11.5МПа.
Фактический расчет на модели предполагает добычу газа из пласта в количестве 400 тыс.м /сут (рис. 4.22), значение дебита добываемого газа по затрубью будет меньше на величину дебита газа, необходимого для подъема нефти по НКТ. Таким образом, необходимое Ру=11.0МПа будет обеспечиваться в любом случае.
1. Создана радиальная математическая модель для изучения совместно раздельного притока газа и жидкости в скважину.
2. Разработана методика расчета совместной работы пласта и скважины при добыче нефти и газа из оторочки внутрискважинным газлифтом.
3. Исследовано влияние величены и положения интервала перфорации газовой части пласта на отбор газа, обеспечивающий допустимую деформацию газонефтяного контакта при заданном отборе нефти.
4. Установлено, что наиболее выгодной является перфорация средней части газонасыщенного интервала. При перфорации ее в верхней части происходит перемещение ГНК в газовую часть вдали от скважины. При перфорации газовой части пласта вблизи ГНК система не устойчива и любые неточности в исходных данных могут привести к прорыву нефти в интервал перфорации газовой части пласта.
5. Установлено, что газовый конус, образующийся при эксплуатации скважины, относительно быстро ликвидируются после остановки скважины. Нефтяные конуса сохраняются относительно долгое время.
6. Установлено, что поведение ГНК в районе скважины практически не зависит от условий на контуре питания.
7. При разработке залежи на режиме истощения, при постоянном диаметре седла рабочего газового клапана, дебит скважины падает. Для его поддержания необходим клапан с большим диаметром седла.
