Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Аналитический обзор технологий и техники для подъема жидкости из скважин 7
1.1 Общепромысловые технологии для удаления жидкости из скважин газовых и газоконденсатних месторождений 7
1.2 Газлифтные технологии для подъема жидкости из скважин 10
1.3 Подъем жидкости с использованием механизированных лебедок 15
Выводы 19
Глава 2 Комбигазлифт для удаления жидкости из скважин 21
2.1 Подъем жидкости по технологии комбигазлифта 21
2.2 Оборудование для комбигазлифта 24
2.2.1 Механизированный комплекс для спуска / подъёма разделителя 24
2.2.2 Лубрикатор для спуска и подъема разделителя комбигазлифта 32
2.3 Методы определения основных параметров комбигазлифта 34
2.4 Разделители для комбигазлифта 45
2.5 Технологический регламент для применения комбигазлифта 52
Выводы 58
Глава 3 Исследования комбигазлифта 59
3.1 Исследования комбигазлифта на экспериментальных стендах 59
3.2 Методика проведения исследований в скважинах 68
3.3 Исследования процесса подъема жидкости по технологии комбигазлифта в скважинах 71
Выводы 89
Глава 4 Использование комбигазлифта на Мыльджинском газоконденсатном месторождении 91
Выводы 102
Основные Выводы 103
Перечень Использованной Литературы 105
- Газлифтные технологии для подъема жидкости из скважин
- Оборудование для комбигазлифта
- Разделители для комбигазлифта
- Методика проведения исследований в скважинах
Введение к работе
Актуальность работы
В процессе эксплуатации и освоения после капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин возникают осложнения, вызванные скоплениями воды в лифтовой колонне и призабойной зоне. В результате снижаются рабочие дебиты газа, что часто приводит к остановке скважин.
Наиболее распространенные технологии удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин – это технологическая продувка скважин на факельную линию и замена лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра. Во время продувки (эксплуатация и освоение), которая продолжается от 30 минут до нескольких часов, газ и конденсат сжигаются, т.е. происходит безвозвратная потеря природных ресурсов и загрязнение окружающей среды. Замена НКТ на трубы меньшего диаметра сопровождается увеличением потерь давления и снижением рабочего дебита скважин, а также существенными материальными затратами.
Поэтому разработка технологий для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб различных диаметров, без проведения продувок в атмосферу и замены лифтовых колонн на трубы меньшего диаметра, а также сокращение периода освоения скважин после капитального ремонта, является актуальной задачей исследований.
Цель работы
Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, оборудованных лифтовыми колоннами различных диаметров (от 60 до 219 мм), для повышения их производительности на заключительной стадии разработки месторождений.
Основные задачи исследований
Анализ технологий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на заключительном этапе разработки месторождений.
Весь комплекс решаемых задач относится к газовым и газоконденсатным скважинам, оборудованных лифтовыми колоннами из труб от Ду=60 мм до Ду=219 мм, для обеспечения условий эффективного выноса жидкости:
разработка технологии и оборудования удаления жидкости для различных условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин;
исследования технологии подъема жидкости с помощью негерметичного поршня и энергии газа («комбигазлифт») на экспериментальных стендах;
изучение условий эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с применением комбигазлифта;
испытание технологии комбигазлифта и средств контроля за его работой.
Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газлифта и плунжерного лифта и технологий, использующих лебедки.
Задачи решены с помощью:
экспериментальных исследований комбигазлифта на стендах;
промысловых испытаний технологии и оборудования комбигазлифта в скважинах.
Научная новизна
Впервые созданы технология и оборудование для удаления жидкости из скважин газовых и газоконденсатных месторождений с использованием негерметичного цилиндрического тела - разделителя, перемещаемого в лифтовой колонне с помощью лебедки, и восходящего потока газа, препятствующего стеканию жидкости под разделитель.
Впервые создан экспериментальный стенд с замкнутой циркуляцией воздуха, защищенный патентом на полезную модель Российской федерации.
На экспериментальных стендах впервые была подтверждена возможность создания динамического уплотнения для жидкости в кольцевом зазоре (названное «газопакерующим эффектом»), площадь которого составляет до 50% от проходного сечения трубы. Определен диапазон скоростей подъема разделителя, исключающих стекание жидкости в зазоре, и обеспечивающий подъем газированного столба жидкости до устья скважины без утечки.
Промысловыми испытаниями в скважинах подтверждена эффективность комбигазлифта для удаления жидкости из скважин во время эксплуатации и освоения после капитального ремонта в большом диапазоне рабочих дебитов газа и давлений.
На основе выполненных исследований подготовлен технологический регламент на применение комбигазлифта в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений, позволяющий значительно повысить эффективность эксплуатации скважин и значительно уменьшить или исключить полностью потери газа и конденсата во время технологических продувок.
Защищаемые положения
новая технология для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, с помощью негерметичного цилиндрического тела – разделителя и восходящего потока газа;
научное обоснование создания комплекса специального оборудования для использования комбигазлифта;
методика промысловых испытаний технологии и оборудования комбигазлифта;
технологический регламент на применение комбигазлифта в скважинах с лифтовыми колоннами из труб от 60 до 168 мм.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Испытаниями на скважине подтверждена высокая эффективность удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с использованием комбигазлифта. Новая технология может быть использована для сокращения сроков освоения газовых и газоконденсатных скважин после бурения и капитального ремонта и для удаления жидкости в процессе эксплуатации скважин.
Разработан комплекс оборудования для использования комбигазлифта. По методике автора в газовых и газоконденсатных скважинах испытаны различные конструкции клапанных разделителей комбигазлифта. Испытаниями подтвержден широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, при которых комбигазлифт может использоваться в скважинах для удаления жидкости.
Технология эксплуатации скважин с помощью комбигазлифта и оборудование для ее реализации защищены патентами РФ, США, Канады и Китая.
На основе экспериментальных данных, полученных во время промысловых испытаний, автором разработан и опробован технологический регламент на применение комбигазлифта в газовых и газоконденсатных скважинах.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:
- НТС ОАО «Газпром» «Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки». г.Оренбург, апрель 1997 г.,
- ХХI Международный Газовый Конгресс. г. Ница, июнь 2000 г.,
- Международная конференция по исследованиям в газовой промышленности. Ванкувер, Канада, ноябрь 2004 г.,
- 6-я научно-техническая конференция и выставка, посвященная 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», г.Москва, январь 2005г.,
- 7–я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, январь 2007 г.,
- НТС ОАО ГАЗПРОМ «Анализ капитального ремонта скважин и ГТМ в 2007 в скважинах ОАО ГАЗПРОМ». г.Кисловодск, март 2007 г.
Публикации
По теме диссертации опубликованы 12 работ, включая тезисы докладов, патенты РФ, США, Канады и Китая, статьи, в том числе 3 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Объём и структура работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 112 страницах машинописного текста и содержит 22 рисунка и 21 таблица. Список использованной литературы состоит из 67 наименований.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю Сиротину А.М., сотрудникам ООО «Кубаньгазпром»: Клименко Н.А., Глухову А.А., Быстрову В.И., Шарафан Н.И., ООО «Уренгойгазпром»: Маринину В.И., Пристанскому А.Г., Уренгойского Газопромыслового Управления: Шарапову В.Б., Моркину Ю.Т., ООО «Томскгазпром»: Вараксину В.В., Пресичу А.В., Колесникову В.П., Вершинину С.Н., Барышеву А.В.; ООО «ГазпромПХГ»: Маловичко Л.П. за ценные советы и помощь в работе.
Газлифтные технологии для подъема жидкости из скважин
В процессах добычи нефти и газа для подъема жидкости применяются технологические процессы с использованием энергии газа от источников высокого давления закачиваемого в скважины дополнительно или газа, поступающего из пласта. Процессы подъема жидкости газом исследовали применительно к условиям нефтяных месторождений Крылов А.П. [16], Багдасаров В.Г., Лу-тошкин Г.С, Андриасов Р.С., Сахаров В.А. [4], Мохов М.А., Белов И.Г. [10], Зайцев Ю.В. [17], а для газовых и газоконденсатных месторождений Коротаев Ю.П. [11], Бузинов С.Н. [13], Игнатенко Ю.К., Медко В.В., Харитонов А.Н. и др. Для добычи нефти применяют газлифт непрерывного или периодического действия. При непрерывном газлифте газ подается по межтрубному каналу, образованному между лифтовой и эксплуатационной колоннами скважины [10]. Подъём жидкости к устью скважины происходит постоянно. В качестве источников газа повышенного давления используется газ из магистральных газопроводов, централизованные или автономные компрессорные станции. Добыча нефти и подъем жидкости в газовых скважинах непрерывным газлифтом может быть осуществляться установками различных конструкций. В качестве показателей характеризующих технико-экономическую эффективность газлифта используются дебит жидкости, рабочее давление и удельный расход газа. Величина удельного расхода газа характеризует качество работы газлифтного подъёмника [16, 17, 43].
При неизменных и равных пластовых параметрах величины дебита жидкости, рабочего давления и удельного расхода газа зависят от конструкции и условий работы подъёмника, глубины спуска на-сосно-компрессорных труб, их диаметра, объёма нагнетаемого газа, противодавления на устье, относительного погружения НКТ под динамический уровень жидкости и т. д. Стабильная работа скважины эксплуатируемой газлифтом непрерывного действия во многом определяется величиной относительного погружения под динамический уровень жидкости башмака лифтовой колонны. Глубину погружения труб под динамический уровень жидкости следует определять высотой фиктивного столба hn добываемой из скважины дегазированной жидкости, который при условии сообщения затрубного пространства с атмосферой создавал бы у башмака подъёмных труб такое же давление р как и нагнетаемый газ. Величина относительного погружения лифтовой колонны обуславливает величину давления сжатого газа, под которым он поступает в трубы, и, следовательно, величину энергии газа для подъёма жидкости и преодоления различных гидравлических сопротивлений. Уменьшение величины относительного погружения колонны труб вследствие падения пластового давления и снижения приведённого динамического уровня жидкости ведёт к уменьшению начального давления газа, поступающего через башмак в подъёмные трубы, и к ухудшению эффективности работы газлифта: уменьшаются дебит жидкости и рабочее давление на устье и увеличивается удельный расход газа. В результате снижается коэффициент полезного действия использования энергии газа, увеличивается себестоимость добытой нефти, а работа установки непрерывного газлифта становится неэффективной.
При непрерывном газлифте в затрубном пространстве жидкости нет (так как она вытеснена нагнетаемым газом) и давление на забой скважины равно давлению газа. Для повышения эффективность процессов лифтирования заменяют лифтовые колонны на колонны из труб меньшего диаметра или переводят скважину на работу периодическим газлифтом. При периодическом газлифте — газ подается в затрубное пространство постоянно или периодически, а жидкость на устье скважины поднимается периодически [21,22,24,25-35]. Для этого периодически прекращают подачу газа в затрубье или перекрывают выкидной трубопровод от скважины для накопления газа и жидкости в скважине. В период остановки, из пласта в скважину продолжается поступление жидкости и газа. Жидкость накапливается в трубах, а давление в затрубном пространстве поднимается. Через некоторое время, достаточное для накопления столба жидкости необходимой высоты, вентиль на газовой линии открывают, давление газа в затрубном пространстве увеличивается, газ прорывается в лифтовую колонну и удаляет накопившуюся жидкость в выкидную линию. После подъема жидкости поступление газа в затрубное пространство снова прекращают и начинается новый цикл. Таким образом, в периодическом газлифте любого типа по существу происходят циклические продувки скважины после её остановки на заданное время, необходимое для накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах. При этом в отличие от обычных продавок, применяемых для возбуждения скважин, циклическая
Оборудование для комбигазлифта
Лебедка и тяговый орган является одним из ключевых элементов оборудования для применения комбигазлифта. Во время подъёма жидкости по технологии комбигазлифта усилие создаваемое лебедкой существенно меньше, чем при свабировании, и определяется только весом разделителя и тягового органа. так как жидкость поднимается газом. Поэтому в процессе комбигазлифта для спуска/подъема разделителя применяется стальная проволока. Проволока основной орган соединяющий наземное и внутрискважинное оборудование. Разрывы проволоки во время проведения спуско-подьемных операций создают аварийные ситуации на скважине. Поэтому от проволоки в зависит надежность работы всего комплекса оборудования. В качестве тягового элемента используется стальная светлая канатная проволока марки В (ГОСТ 7372-79), на которой подвешен разделитель с грузом.
Через рабочий и оттяжной ролики проволока поступает на барабан лебедки, на котором умещается до 3 км проволоки. Перед вводом в скважину проволока проходит через узел уплотнения в верхней части лубрикатора. В процессе работы проволока подвергается постоянному растягивающему усилию от веса разделителя с грузом и циклическим изгибающим деформациям вследствие набега на ролики и барабан и выпрямления в промежутках между барабаном, роликом и разделителем. В процессе спуска растягивающее усилие увеличивается за счет веса провооки. В конце спуска усилие маски-мальное. В результате периодически повторяющихся растягивающих и изги бающих усилий проволока разрушается. Продолжительность использования проволоки зависит от фактических нагрузок на проволоку, накопленного количества и радиусов изгиба которым подвергается проволока. Вопросы, связанные с влиянием изгибающих усилий на продолжительность работы проволоки в составе промыслового оборудования используемого для спуска в скважины глубинных приборов ранее не рассматривались. Поэтому были включены в задачу нашего исследования. В расчете рассматриваются следующие возможные значения диаметра проволоки, которая обычно применяется для спуска/подъема скребков для очистки скважин от парафиновых отложений или глубинных манометров dn=l,8; 2,2 и 3,0 мм. Максимальная масса разделителя с грузом принята равной mr=25 кг. Тогда сила тяжести, действующая на проволоку, составляет 245 Н. Вес проволоки при длине L=3000 м равен Gn= mn g=p V g. Объем проволоки V=((7t dn2)/4) L. Тогда для разных диаметров проволоки ее вес, максимальный вес разделителя с грузом и проволоки (Gc), а также растягивающие напряжения (ор), вызываемые Gc, имеют соответственно следующие значения:
Для учета всего диапазона возможных размеров роликов и барабана лебедки принимаем следующие размеры рабочих диаметров, определяющих кривизну проволоки при ее набеге на ролик (6apa6aH)-Dp=180,240, 300 мм. Поскольку изгибающая деформация проволоки в зонах контакта с роликами и барабаном определяется их диаметрами и является постоянной для данного диаметра, мы имеем дело со случаем, так называемого, жесткого малоцик лового нагружения, когда величина циклической деформации для данного ролика (барабана) в процессе работы лебедки остается постоянной. В этом случае параметром, определяющим циклическую прочность проволоки, является величина деформации в зоне контакта с роликом (барабаном). Ее значение находим из условия чистого изгиба: є=у/р , где у= dn/2; р =(DP+ dn)/2 или є= dn /(Dp+ dn). В таблице 2.2.1.1 приведены значения деформаций для разных диаметров проволоки и направляющих роликов. На пути от барабана лебедки до скважины проволока испытывает различные циклы деформирования. При сматывании с барабана и набеге на натяжной ролик имеем два пульсирующих полуцикла с разной максимальной деформацией. При сбеге с оттяжного ролика и набеге на рабочий возникает знакопеременный цикл деформации. Кроме того, поскольку разделитель с грузом имеют ас-симетричную форму, а силы трения о трубу в процессе подъема могут созда вать крутящий момент, возможно скручивание проволоки в процессе ее возвратно-поступательного движения, также приводящее к возникновению знакопеременного цикла деформации. В таблице 2.2.1.2 приведены значения деформации для различных диаметров проволоки и направляющих роликов, а также при разных коэффициентах асимметрии цикла деформирования - от нулевом 1 =0 и симметричном R«=-l. Видно, что величина изгибающей деформации возрастает с увеличением диаметра направляющего ролика и уменьшением коэффициента асимметрии цикла деформации. Переход от пульсирующего к симметричному циклу деформирования в два раза увеличивает амплитуду и размах деформации и, тем самым, существенно снижает циклическую долговечность проволоки.
Практически это имеет место при переходе проволоки с оттяжного ролика (нижняя дуга) на рабочий (верхняя дуга), когда направление деформации меняет знак, или в случае возможного скручивания проволоки на 180 при возвратно-поступательном движении. Для иллюстрации степени влияния перечисленных выше факторов на циклическую долговечность проволоки в процессе эксплуатации в таблице 2.2.1.2 приведены данные по малоцикловой усталости высокопробной стали 38ХНЗМФА, полученные в совместно с НПО ЦНИИТМАШ при симметричном цикле нагружения (Re=-1). Переход от пульсирующего (Re=0) к симметричному (R -l) циклу деформации приводит к снижению долговечности (Nj) по зарождению трещины в 5-30 раз в зависимости от диаметра проволоки и ролика. Увеличение диаметра ролика при постоянном диаметре проволоки существенно увеличивает срок службы. Так при диаметре проволоки 2,2 мм увеличение диаметра ролика от 180 до 300 мм обеспечивает возрастание Nj в 5 раз при знакопеременном и в 20 раз при одностороннем изгибе проволоки. В свою очередь, увеличение диаметра проволоки от 1,8 до 3 мм при фиксированном значении диаметра ролика Dp=240 мм вызывает снижение, долговечности в 4 раза при пульсирующем и в 12 раз при симметричном режиме работы проволоки.
Разделители для комбигазлифта
Разделитель газа от жидкости - основное устройство комплекса оборудования комбигазлифта. Эффективное использование процесса подъема жидкости из скважин по технологии комбигазлифта зависит от эксплуатационной надежности разделителя. При средней скорости движения 1-2 м/с разделитель должен проходить расстояние по 80-170 км за сутки, 2400 - 5100 км за месяц, и 28800 - 61200 км за год. Важнейшими параметрами разделителя являются газогидро динамические характеристики. Разделитель должен без задержек перемещаться в скважине по лифтовой колоне. Разделитель в процессе подъема к устью должен исключить перетекание жидкости вниз, при спуске не зависать в восходящем потоке газожидкостной смеси, при подъеме и спуске самопроизвольно не подниматься (подбрасываться) этим потоком. Были изучены конструкции устройств спускаемых и поднимаемых в процессах добычи нефти и газа, опыт использования скребков для очистки скважин от парафиновых отложений, сва-бов, желонок, глубинных измерительных приборов. По функциональным назначениям перечисленные погружные устройства отличаются друг от друга, но содержат общие признаки: узел подвески (вертлюг), основной корпус, грузовую балластную секцию, центрирующие устройства. Разделитель спускают в скважину через лубрикатор, высота которого не превышает 2,5 метра. Поэтому все узлы должны иметь минимальные линейные размеры. Узел подвески (вертлюг) предназначен для соединения разделителя с тяговым органом - проволокой. В процессе движения клапанный разделитель вращается вокруг своей оси под влиянием газожидкостного потока. Это может приводить к перекручиванию проволоки относительно своей оси.
Для подвески разделителя был разработан специальный узел - вертлюг по типу крюка грузового механизма. В результате изучения имеющегося опыта и изучения процесса подъема жидкости комбигазлифтом были разработаны разделители для скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду=73; 89; 102; 168 и 219мм. Канал, по которому должен перемещается разделитель, состоит из труб, соединенных между собой резьбовыми муфтами. Внутренняя поверхность труб имеет шероховатость, выступы и раковины. Торцы труб имеют заусенцы, между торцами труб имеется зазор достигающий 25-40 мм. Внутренний диаметр в средней части муфты превышает внутренний диаметр труб на 3-4 мм. В лифтовых колоннах из труб Ду=168 мм внутренний диаметр упорного уступа муфт может быть на 1-3 мм меньше внутреннего диаметра трубы. В соответствии с допусками на изготовление, фактический внутренний диаметр труб может отличаться от номинального на 2-3 мм, как в меньшую, так и в большую сторону. В трубах, с высаженными концами, диаметр трубы по концам, меньше диамет pa в средней части на 2-3 мм. Лифтовая колонна расположена в скважине с некоторым отклонением от вертикальной оси.
Поэтому перемещаемые скважин-ные устройства постоянно соприкасаются с внутренней поверхностью труб, составляющих лифтовую колонну. Поверхности, соприкасающиеся с поверхностью труб, истираются в результате трения, испытывают, динамические нагрузки, удары о выступы и впадины, торцы труб. Разделитель должен работать в среде, содержащей конденсационную и минерализованную воду, жидкие углеводороды (конденсат, нефть и т.д.), песок, коррозионно-активные компоненты. Нами рассмотрены возможные конструктивные решения разделителей для использования в скважинах (рисунок 2.4.1): одноразмерный по длине цилиндрической формы (а), одноразмерный по длине цилиндрической формы с центрирующим устройством (б), с расширенным корпусом в средней части с центрирующим устройством (в) и разно размерный по длине с перепускным клапаном и с центрирующим устройством (г, д). Наиболее простой конструкцией разделителя, который мы испытали, было устройство по типу шаблона (Рисунок 2.4.1) [42], спускаемого в скважину для проверки проходного канала лифтовой колонны. Для повышения эксплуатационной надежности разделителя - шаблона длина его корпуса должна быть не меньше 5 внутренних диаметров трубы, а твердость наружной поверхности больше 50-55 по Роквелу для предотвращения истирания. Основные недостатки разделителя-шаблона - несоосность относительно оси лифтовой колонны, что приводит к утечке жидкости по зазору в зоне контакта с поверхностью трубы, высокая вероятность подброса в результате которого образуются так называемые «жучки» на проволоке и последующий разрыв в месте перегиба проволоки. Подъем шаблона необходимо производить со скоростью, значительно меньшей скорости газа. Использование такого разделителя возможно только при малых дебитах газа и давлениях. Характеристики разделителя типа шаблон возможно улучшить, если на корпусе установить центраторы (Рисунок 2.4.1 б, в) для соосного размещения корпуса в лифтовой колонне и увеличить массу для уменьшения вероятности подброса.
Для обеспечения надежной работы разделителей в скважине между ре-версной насадкой и внутренней поверхностью насосно-компрессорных труб должен поддерживаться постоянный кольцевой зазор, который создается за счет центраторов на корпусе. По зазору во время подъема постоянно поступает газ, который выдувает жидкость из зазора. Для уменьшения гидравлического сопротивления при спуске или увеличения скорости подъёма газа или жидкости разделитель было предложено применить перепускной клапан, по которому должен проходить поток жидкости и газа. Такой тип устройства для использования в процессе подъема жидкости по технологии комбигазлифта мы назвали клапанным разделителем. Клапанный разделитель кроме перечисленных ранее узлов содержит перепускной клапанный узел. Для поддержания кольцевого зазора между реверсной насадкой клапанного разделителя и внутренней поверхностью насосно-компрессорных труб необходимо использовать центраторы. Центраторы обеспечивают постоянный кольцевой зазор между реверсной насадкой и внутренней поверхностью насосно-компрессорных труб, исключают трение реверсной насадки о поверхность труб.
Методика проведения исследований в скважинах
В ходе исследований на экспериментальных установках была подтверждена возможность создания газопакерующего уплотнения больших кольцевых зазоров. Требовалось проверить полученные результаты в условиях газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений и определить степень готовности разработанных технических решений в условиях промыслов. Процесс подъема жидкости из скважин по технологии комбигазлифта ранее не испытывался, поэтому задачей наших исследований было изучение вопросов, без решения которых не возможно использование на месторождениях: Безопасного использования в условиях, газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений; Эффективности процесса подъема жидкости по технологии комбигазлифта в условиях газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Для газовых и газоконденсатных месторождений по сравнению с технологическими продувками в атмосферу, а для нефтяных газлифт или периодическое фонтанирование. При выборе скважин для проведения испытаний комбигазлифта учитывалась подготовленность промыслового оборудования к проведению процедур спуска/подъема разделителей для комбигазлифта и техническая оснащенность средствами измерения. В комплект оборудования для испытаний входит специальное и общепромысловое оборудование: разделитель «Дельфин», лебедка для спуска в скважину глубинных манометров или лебёдки установок для депарафинизации скважин типа УДС, АДУ, «лебедка Сулейманова», лубрикатор, скребок для очистки скважины от парафина, груз 5-Ю кг, комплект измерительных и регистрирующих приборов.
Программой предусматривается объём, порядок и методика проведения испытаний подъема жидкости по технологии - «Комбигазлифта». Цель работ. Подтверждение работоспособности Комбигазлифта для подъема жидкости в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах в процессах эксплуатации и освоении скважин после самоглушения или ремонта. Объем испытаний. Испытания Комбигазлифта проводятся при скоростях подъема и глубинах спуска разделителя: скорости подъема выбираются из ряда: 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8; 0,9; 1,0; 1,5; 2,0 м/сек.; глубины спуска разделителя выбираются из ряда: 100; 200; 300; 400; 500; 600; 700 м. и так далее до башмака лифтовой колонны. Испытания проводят на скважинах, режим эксплуатации которых удовлетворяет основным характеристикам Комбигазлифта: устьевое и подземное оборудование скважин обеспечивает установку и нормальное функционирование специального оборудования, без изменения существующей обвязки устья и его переоборудования, работа которых может контролироваться в непрерывном режиме в течении не менее 8 часов в сутки с использованием регистрирующей аппаратуры и наблюдения оператора, о режиме эксплуатации скважин имеется достоверная информация за период, не менее 5 дней, предшествовавших проведению испытаний, дебит скважин ограничен используемым способом эксплуатации, а по геолого - техническим условиям может быть увеличен не менее чем на 10% и не менее чем в 2 раза больше величины превышающей нижнюю границу чувствительности регистрирующей аппаратуры. Методика проведения испытаний.
Перед проведением испытаний определяют технологические параметры режима эксплуатации скважины дебит газа и жидкости при наличии средств измерения, рабочие давления и температуру на устье. На устье скважины устанавливают лубрикатор, в который помещают в одной связке последовательно груз-разделитель-скребок. Местоположение лебедки определяют на месте и корректируют в ходе испытаний. После установки необходимого оборудования, в лубрикатор вводят разделитель, исходное поло жение разделителя - верхнее. Производят спуск разделителя в скважину, а затем подъем на одном из режимов сценария. При невозможности подъема разделителя с заданной скоростью с использованием двигателя лебедки, подъем производят с использованием ручного привода лебедки. Во время цикла подъема разделителя допускается замедление скорости его подъема до полной его остановки, на время не более 5-10 минут. Превышение скорости подъема разделителя сверх заданной не допускается, если это не предусмотрено технологическим регламентом процесса подъема.
Превышение скорости подъема может привести к обрыву проволоки. Во время подъема непрерывно или с периодичностью 3-5 минут измеряют технологические параметры работы скважины и подъема разделителя: скорость подъема разделителя, рабочие давления, температуры, дебиты нефти (жидкости) и газа при наличии расходомеров. Скорость подъема разделителя замеряют по указателю глубины спуска лебедки, при этом фиксируют глубину спуска разделителя, на которой он в это время находился. Подъем разделителя прекращают, когда находиться на расстоянии 10-15 метров от устья скважины на время, пока поднимаемая из скважины жидкость полностью не перельется через устье скважины за счет прорыва газа, скопившегося под разделителем во время цикла подъема. Измерение количества жидкости производят после окончания цикла подъема или за несколько циклов подряд на групповой установке замера дебита или расчетом на основании измеренных давлений на устье скважины в буфере и в затрубье. Запись о проведенных работах и замерах фиксируется в рабочем журнале. На основании проведенных испытаний составляется протокол о проделанной работе, в который включаются: результаты испытаний и их объем, число и характер отказов в работе оборудования, выводы по испытаниям, рекомендации по дальнейшему проведению испытаний. Особые условия проведения работ. Скорость подъема разделителя на всех режимах не должна превышать фактическую скорость подъема газа в фонтан
