Содержание к диссертации
Введение
1. Особенности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения (на примере вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения) 9
Усовершенствование газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных Скважин на завершающей стадии разработки месторождений 16
2.1. Возможность применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин 16
2.2. Структура восходящего газожидкостного потока в лифтовых трубах. Истинное газосодержание 19
2.3. Гидравлическое сопротивление при кольцевом течении газожидкостных смесей в скважине...26
2.4. Влияние обводнения пластовой продукции на гидравлические характеристики скважин 28
2.5. Принципы выбора и обоснования оптимального диаметра лифтовых труб 30
2.6. Расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи газа и
Сбора продукции 32
2.7. Практический опыт применения газлифта для эксплуатации газоконденсатных скважин 56
2.7.1. Основные критерии выбора объектов для газлифта 56
2.7.2. Получение исходных данных для проектирования газлифтной эксплуатации скважин. Результаты промысловых исследований газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин .59
3. Разработка газлифтно-струиного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений 73
3.1 Теоретические предпосылки способа удаления жидкости из ствола газоконденсатной скважины с помощью двухфазных струйных аппаратов .73
3.2. Экспериментальные стендовые исследования работы двухфазных струйных аппаратов 91
3.3. Расчетная методика определения давления на приеме струйного аппарата 100
3.4. Расчетная методика определения параметров газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, системы подачи газа и сбора продукции. 104
3.5. Разработка конструкции скважинного двухфазного струйного аппарата 114
3.6. Разработка конструкции скважинной газлифтно-струйной установки 120
3.7. Промысловые испытания и практический опыт газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин 128
4. Совершенствование методов освоения газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений 146
4.1 Технология вызова притока из пласта 146
4.2 Методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен 158
4.3 Конструкция струйного насоса для освоения газоконденсатных скважин 165
5. Эффективность разработанных методов удаления жидкости с забоев газоконденсатных скважин 168
5.1. Варианты для сравнения экономической эффективности 168
5.2. Форма проявления экономической эффективности 169
5.3. Выручка от реализации 169
5.4. Эксплуатационные затраты 170
5.5. Налогообложение 174
5.6. Прибыль предприятия 175
6. Заключение 180
Список использованной литературы 183
- Возможность применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин
- Теоретические предпосылки способа удаления жидкости из ствола газоконденсатной скважины с помощью двухфазных струйных аппаратов
- Методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен
- Эксплуатационные затраты
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время ряд газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в стране находится на поздней стадии разработки, для которой характерны такие осложнения в работе скважин как низкие дебиты, скопление жидкости на забоях, прогрессирующие водопроявления и др.
Проблема обеспечения условий рациональной эксплуатации газоконденсатных1 скважин в условиях пониженного пластового давления, накопления жидкости на забоях и прогрессирующих водопроявлений на завершающей стадии разработки месторождений является весьма актуальной. В процессе эксплуатации низкодебитных скважин даже небольшой объём поступающей из пласта жидкости вызывает её скопление* на забое. Рациональная эксплуатация газоконденсатных скважин возможна только при постоянном удалении столбов жидкости, расположенных выше;работающих интервалов пласта различными методами. Своевременное решение данной проблемы обеспечит более высокие дебиты скважин и продление срока их эксплуатации, обеспечит более высокую конечную углеводородоотдачу пластов, улучшит экономические показатели работы нефтегазодобывающих предприятий.
Цель работы. Целью настоящей работы является разработка и применение технологических приемов и технических устройств для эффективной эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения. В частности рассмотрены три способа удаления жидкости: применение для эксплуатации газоконденсатных скважин газлифта, применение для эксплуатации газоконденсатных скважин двухфазных струйных аппаратов в сочетании с газлифтом (то есть газлифтно-струйная
Имеется в виду как газоконденсатные, так и нефтегазоконденсатные скважины.
эксплуатация), а также освоение скважин с помощью двухфазных струйных аппаратов с применением пенообразующей жидкости.
Основные задачи исследований
Обосновать целесообразность применения газлифтного способа для эксплуатации малодебитных газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения.
2. Разработать расчетную методику определения параметров газлифтной
эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта,
газожидкостного подъемника, системы подачи газа, сбора скважинной
продукции, а также получить критерии обоснования применимости способа.
На основе промыслового опыта осуществить практическую проверку
разработанной методики.
3. Обосновать применение двухфазных струйных аппаратов для эксплуатации
газоконденсатных скважин в сочетании с газлифтным способом эксплуатации
(газлифтно-струйный способ эксплуатации) путем проведения
экспериментальных стендовых и промысловых исследований.
4. Разработать расчетную методику определения параметров работы
газлифтно-струйной системы с учетом совместной работы пласта,
газожидкостного подъемника, двухфазного струйного аппарата, систем подачи
газа и сбора продукции, осуществить практическую проверку её
применимости.
Разработать конструкции технических устройств для газлифтно-струйной эксплуатации скважин.
Усовершенствовать технологические приемы освоения газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения, а также разработать методику расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен.
2 Термин введен в процессе проведения исследований.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач производилось путем разработки рабочей концепции, аналитических и экспериментальных исследований, разработки технических средств, промышленной реализации разработанных способов, их технико-экономической оценки.
Научная новизна
В результате проведенных с непосредственным участием автора теоретических и экспериментальных исследований обоснована возможность применения газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождения в промышленном масштабе.
Разработана расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, систем подачи газа и сбора продукции. Составленная система уравнений решена численными методами для граничных условий, определяемыми условиями промыслового сбора продукциии. Осуществлена ее практическая проверка и получены критерии обоснования границ применения.
На основе экспериментальных стендовых исследований двухфазных струйных аппаратов проведенных в диапазоне, максимально приближенном к скважинным условиям, обоснована возможность применения газлифтно-струйного способа эксплуатации газоконденсатных скважин.
Разработана методика расчета определения давления на приеме двухфазного струйного аппарата для условий эксплуатации скважин и
методика расчета параметров работы газлифтно-струйной системы. Газлифтно-струйная система включает в себя: газопровод подачи рабочего газа; затрубное пространство скважины; двухфазный струйный аппарат; призабойную зону пласта; газожидкостной подъемник в обсадной колоне, хвостовике НКТ и лифтовой колонне; шлейф скважины.
В промышленном масштабе проведены промысловые испытания газлифтно-струйного способа эксплуатации скважин. Осуществлена практическая проверка разработанной методики расчета газлифно-струйной эксплуатации скважин.
На уровне изобретений с участием автора разработаны конструкции скважинного струйного аппарата и газлифтно-струйной установки.
Усовершенствованы технологические приемы освоения скважин. Разработана инженерная методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен, которая включает в себя численное решение уравнений, описывающих работу системы: двухфазный струйный аппарат; циркуляция пены в стволе скважины. На уровне изобретения разработана конструкция струйного насоса для освоения скважин.
Практическая ценность и реализация результатов работы.
Теоретические, экспериментальные и промысловые исследования позволили осуществить практическую проверку разработанных методик расчета определения параметров газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации газоконденсатных скважин. Установлено, что предложенные методики расчета являются достаточно надежными для практических расчетов и могут применяться для проектирования газлифтной и газлифтно-струйной эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения. Все это позволило осуществить промышленное внедрение вышеуказанных способов для эксплуатации скважин Вуктыльского НГКМ, а также
использовать разработанные методики расчета для прогнозирования параметров эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения.
Внедрение в практику газлифтно - струйного способа эксплуатации позволяет увеличить производительность низкодебитных, обеспечить ввод в эксплуатацию простаивающих обводненных газоконденсатных и газонефтяных скважин, прогнозировать и оптимизировать режим их работы. Этот способ эксплуатации скважин рекомендуется применить на таких месторождениях с уникальными запасами как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское.
Газлифтно-струйный способ эксплуатации скважин по сравнению с обычным газлифтом позволяет эксплуатировать скважины при очень низком пластовом давлении. В частности, Вуктыльское НГКМ можно разрабатывать данным способом, согласно расчетам, при пластовом давлении 1,7 МПа (глубина скважин 3200 м), экономически рентабельном дебите газа до 5 тыс. м3/ сут и дебите конденсата до 0,5 м3/сут. При этом добыча жидкой фазы по сравнению с традиционным газлифтом увеличивается.
Разработанные составы для освоения скважин в условиях высокой минерализации пластовых вод и высокого содержания конденсата позволили увеличить текущую производительность низкодебитных и обеспечили ввод в эксплуатацию простаивающих скважин при одновременном сокращении сроков их ремонта.
Внедрение разработанных технологических процессов и технических средств на 36 низкодебитных и простаивающих скважинах позволило получить экономический эффект 86,4 млн. рублей (долевое участие автора 28 млн. руб.).
Апробация работы. Материалы работы докладывались на научно-технических советах ООО «Севергазпром», Вуктыльского газопромыслового управления, филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «СеверНИПИгаз», на кафедре
РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета, профильных научно-технических конференциях.
Публикации. По теме диссертации опубликовано тринадцать печатных работ.
Диссертация выполнена в филиале Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «СеверНИПИгаз», а также в ООО «Севергазпром».
Автор считает своим долгом выразить благодарность за помощь при обсуждении основных разделов диссертации и постоянное внимание научному руководителю к.т.н. Долгушину Н.В., сотрудникам «СеверНИПИгаза» к.т.н. Гурленову Е.М., к.т.н. Федосееву А.В.; профессору кафедры РЭНГМиПГ Ухтинского государственного технического университета Мордвинову А.А.; сотрудникам 000 «Севергазпром» к.т.н. Захарову А.А., Шелемею СВ., Иванову В.В., Салюкову В.В.
Автор с благодарностью вспоминает безвременно ушедшего ректора Ухинского индустриального института д.т.н. профессора Геннадия Васильевича Рассохина, под руководством которого автор начинал свою научную деятельность в данном направлении.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти разделов, заключения, списка литературы, содержащего 97 наименований. Работа изложена на 186 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 30 таблиц.
Возможность применения газлифтного способа для эксплуатации газоконденсатных скважин
Сущность газлифтного способа эксплуатации скважин заключается во введении в поток газожидкостной смеси дополнительного газа для уменьшения среднего удельного веса смеси и обеспечении выноса её на поверхность.
Эффективность газлифтного способа эксплуатации существенно зависит от расхода и давления закачиваемого газа, глубины скважины и пластового давления, структуры поднимаемого потока, диаметра лифтовых труб, интенсивности притока флюида из пласта и других геолого-технических и экономических факторов. Одной из основных проблем, связанных с газлифтным способом подъёма жидкости, является подбор оптимального технологического режима работы скважины. При её решении необходимо применять системный подход, который заключается в рассмотрении всех элементов, входящих в указанный комплекс. Эти элементы следующие: пласт -движение флюида в нём характеризуется коэффициентом продуктивности; подъёмник - потери давления в нём рассчитывают с использованием теоретично-экспериментальных зависимостей; движение смеси и подаваемого газа по наземным трубопроводам.
Практическое применение газлифтного способа добычи нефти достаточно хорошо изучено и подробно освещено в работах Белова И.Г., Гужова А.И., Дюке С.Х., Зайцева Ю.В., Максутова Р.А., Мищенко И.Т., Мулаева Б.Т., Попова В.А., Силаш А.П., Щурова В.И. и др. [76,13, 14].
Широкое распространение этот способ добычи получил на месторождениях Западной Сибири [32, 47] и в ряде других нефтедобывающих районах. При его практической реализации достигнута высокая степень автоматизации и оптимизации параметров процесса [10,44].
К недостаткам газлифтного способа эксплуатации нужно отнести высокие удельные капитальные вложения и относительно высокие удельные энергетические затраты на добычу жидкости, которые могут быть уменьшены теоретико-экспериментальным путём.
Несмотря на очевидные достоинства газлифтного способа эксплуатации скважин, на нефтегазоконденсатных месторождениях в промышленном масштабе, до внедрения его на Вуктыльском НГКМ, этот метод выноса жидкости с забоя не применялся, за исключением отдельных процессов подъёма жидкости с помощью закачиваемого газа, например, при освоении скважин.
В данной работе предложена расчетная методика определения параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатных скважин с учетом совместной работы пласта, газожидкостного подъемника, системы подачи рабочего газа и сбора продукции, выбора объектов, оценки притока флюида и приведены результаты практической реализации способа.
Одной из основных проблем газлифтной эксплуатации является выбор и прогноз оптимального режима на основе расчётных зависимостей. Большой объём теоретических и экспериментальных исследований в России и за рубежом посвящен процессам течения газонефтяных и газоконденсатных смесей в скважинах. Большую известность и распространение получили работы Франкль Ф.И. [90], Телетова С.Г. [79], Бузинова С.Н. [10], Боршевского Ю.Т. [30], Коротаева Ю.П. [44], Одишарии Г.З., Клапчука О.В. [39, 40, 41], Лутошкина Г.С. [48], Муравьёва И.М. [58], Баренблатта Г.И. [6], Пирвердяна A.M. [66]. Созданные ими методы гидравлического расчёта работы скважин определили уровень изученности этой проблемы.
В большинстве указанных работ предусматриваются интегральные характеристики двухфазных потоков на основе гомогенных или разделённых моделей течения без конкретизации межфазовых условий и оценки скольжения фаз. Этим объясняются затруднения при создании универсальных методов гидравлического и теплового расчёта газоконденсатных скважин с широким диапазоном изменения рабочих параметров. Необходимо отметить, что с физической точки зрения переход от двухфазных потоков к гипотетическим однофазным с сокращением всех видов межфазных взаимодействий в элементарном объёме представляет основную трудность в современной гидродинамике смесей.
В настоящее время решение проблемы осуществляется в двух направлениях. Одно из них основано на том, что гидродинамические свойства сред априорно принимаются усреднёнными по выделенному пространству с взаимопроникающими взаимодействующими фазами. Это работы Баренблатта Г.И. [6] и др. Второе направление базируется на рассмотрении законов сохранения для смеси в интегральной форме с последующим осреднением разрывных функций по пространству и по времени и с последующим переходом от интегральных выражений к дифференциальным уравнениям. Этот подход освещен в работах Франкля Ф.И. [90], Телетова С.Г. [79], Дюпина А.К. [30], Фридмана Б.А. [91] и др.
В работах [15, 39] указывается на целесообразность выделения в пробковой структуре течения смеси двух масштабов пульсаций гидродинамических величин: высокочастотного, определяемого общей неустойчивостью потока, и низкочастотного, вызываемого колебаниями поверхности раздела фаз. При кольцевой структуре течения в лифтовых трубах, характерной для газлифта, выделяется один мелкомасштабный диапазон флюктуации гидродинамических параметров. Эти соображения дают возможность перейти от общих уравнений гидродинамики двухфазных потоков к одномерным уравнениям [39]. Для решения приведённой в работе [39] системы уравнений, её необходимо дополнить замыкающими соотношениями для гидравлического сопротивления и истинного газосодержания. Необходимость разработки метода расчёта параметров газлифтной эксплуатации газоконденсатних скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения определяется потребностью в прогнозировании оптимального технологического режим их работы. Опыт практической реализации газлифтного способа удаления жидкости с забоя скважин в условиях Вуктыльского НГКМ может позволить эффективно его применять на аналогичных месторождениях в соответствующий период их разработки.
Теоретические предпосылки способа удаления жидкости из ствола газоконденсатной скважины с помощью двухфазных струйных аппаратов
Основным параметром для расчетов является молекулярная масса дебутанизированного конденсата (ДБК), определение которой не представляет трудностей. Большинство газоконденсатных скважин, переводимых на газлифтную эксплуатацию, работают с выносом значительного количества пластовой воды, минерализация которой может быть до 270 г/л. Для расчетов вязкости пластовой воды при движении смеси по колонне и трубопроводам по опубликованным экспериментальным данным получена эмпирическая зависимость для расчетов вязкости пластовой воды на каждом участке движения смеси где цмт - вязкость пластовой воды с данной минерализацией и температурой, МПа с; Г- температура, К; М- минерализация, г/л. Определение минерализации пластовой воды также не представляет затруднений. Как уже отмечалось выше, особенность системы уравнений (2.51-61) заключается в том, что она имеет два решения. При этом одно из них соответствует неустойчивому, а другое устойчивому режиму работы системы "трубопровод подачи рабочего газа - пласт - лифтовая колонна - шлейф". Кроме того, поиск экстремума рю -»max при решении системы уравнений позволяет найти максимальное входное давление, при котором возможна работа скважины при данной конструкции лифтовой колонны и данном значении давления рабочего газа. Таким образом, расчет параметров газлифтной эксплуатации в зависимости от изменения давления на входе в УКПГ, давления рабочего газа или конструкции лифтовой колонны позволяет решить следующие задачи: нахождение предельной глубины подвески лифтовых труб, при которой возможна эксплуатация скважины; нахождение максимального значения давления на входе в УКПГ, соответствующего данному давлению энергетического газа; подбор оптимального диаметра лифтовых труб; прогнозирование параметров газлифтной эксплуатации при снижении пластового давления с целью определения предела целесообразности применения этого способа; определение для осуществления газлифтной эксплуатации предельного значения давления энергетического газа; нахождение оптимального значения давления энергетического газа и соответствующего его расхода при газлифтной эксплуатации. Кривая иллюстрирует зависимость расчетного давления на входе в УКПГ от дебита рабочего газа. Прямая линия показывает фактическое значение давления на входе в УКПГ. Точка пересечения (1) представляет собой решение при неустойчивом режиме работы системы "пласт - скважина - трубопровод". Точка (3) - решение при предельном устойчивом режиме работы. Точка (2) -это максимальное входное давление на УКПГ, при котором система имеет решение, т.е. работа скважины возможна при данной продуктивности, данной конструкции лифтовой колонны и данном значении давления рабочего газа. Подобные расчеты для других значений давления рабочего агента, глубины подвески лифтовых труб и величины давления на входе в УКПГ позволяют получить: 1. Изменение рабочего диапазона расхода рабочего газа при снижении его давления (рис. 2.10). Данный анализ используется для выбора оптимального давления рабочего газа. 2. Зависимость максимальной глубины подвески лифтовых труб от величины давления рабочего газа (рис. 2.11) при которой возможна эксплуатация скважины для данного давления рабочего газа. Эта кривая используется для выбора глубины подвески лифтовых труб при планируемом изменении давления рабочего газа. 3. Зависимость максимальной величины входного давления на УКПГ от величины давления рабочего газа, при которой возможна эксплуатация скважины для данной глубины подвески лифтовых труб (рис.2.12). Зависимость используется для поддержания рабочего давления газа в нужных пределах при изменении входного давления на УКПГ. 4. Зависимость суммарного отбора жидкости из скважины от глубины спуска лифтовых труб при данном входном давлении (рис. 2.13). Кривая служит для определения добывных возможностей скважины. 5. Зависимость суммарного отбора жидкости из скважины от величины давления рабочего газа при данной конструкции скважины и данной величине давления на входе в УКПГ (рис. 2.14). Сопоставление результатов расчетов с данными промысловых исследований по определению оптимальных параметров газлифтной эксплуатации скважин позволило применить предложенную расчетную методику проектирования газлифтной эксплуатации для прогнозирования показателей разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения в завершающий период его разработки.
Методика расчета процесса освоения скважины с помощью двухфазных пен
Мищенко И.Т., Мироновым С. Д. проведены теоретические и экспериментальные исследования работоспособности струйных аппаратов для осложненных условий инжектирования газожидкостных смесей [53,54,55]. В качестве исходной расчетной методики они принимали методику Соколова Е.Я. - Зингера Н.М. В результате обширных теоретических и экспериментальных исследований было выявлено, что при откачке двухфазных сред, работоспособность струйного насоса сохраняется во всем интервале изменения газосодержания. Кроме того установлено, что степень дисперсности газовой фазы в инжектируемом потоке не влияет на величину коэффициента инжекции. Данные выводы являются весьма важными для обоснования возможности применения струйных аппаратов для эксплуатации газоконденсатных скважин, в продукции которых имеется свободный газ. В работах [18, 57] разработана методика расчета основных характеристик струйных насосов применяемых для добычи нефти. Получены выражения для определения безразмерных характеристик, как для низконапорного, так и для высоконапорного струйного насоса.
В работе [51] В.П. Марьенко проведены испытания и промышленное использование струйных установок в нескольких скважинах. В качестве рабочего агента им использована вода высокого давления из системы ГШД, а также показана принципиальная возможность применения в качестве рабочего агента газа высокого давления из системы газлифта. При расчете характеристики струйного аппарата применялись методики Е.Я. Соколова -И.М. Зингера и Л.П. Подвиза - Ю.Л. Кирилловского.
В работе [24] выполнено исследование влияния присутствия в рабочем потоке газа на характеристики струйного аппарата. По результатам исследований сделан вывод, что при значениях газосодержания рабочего потока превышающих 15%, струйный аппарат работает неустойчиво.
В работе [75] рассмотрена возможность использования эжектора в газлифтной скважине. Такая технология, как отмечают авторы данной работы, позволяет искусственно продлить срок фонтанирования скважины и увеличить эффективность эксплуатации газлифтной скважины путем снижения давления на устье скважины с помощью струйного аппарата. Ими также предложен способ снижения забойного давления газлифтной скважины до давления ниже давления закачиваемого газа, увеличив дебит скважины. При этом эжектор расположен вблизи забоя и его расчет произведен ориентировочно. Ю.Н. Васильев в работе [11], приводит вывод уравнений эжекции в предположении образования в выходном сечении камеры смешения однородной термодинамически и механически равновесной газожидкостной смеси. Эти уравнения дают два значения скорости смеси в выходном сечении камеры смешения. Сопоставляя полученные скорости со скоростью распространения звука в смеси, автор показывает, что меньшая из них соответствует дозвуковому, а большая - сверхзвуковому режиму течения двухфазной смеси в выходном сечении камеры смешения. Реализация сверхзвукового течения приводит к запиранию камеры смешения, в результате чего возмущения не передаются против течения потока. Далее автор рассматривает два возможных режима запирания камеры смешения: критический, при котором течение смеси на выходе из камеры смешения сверхзвуковое, и режим, при котором скорость смеси на выходе из камеры смешения равна скорости звука. На основании исследования изотермического КПД при изменении режима работы струйного аппарата, в [11] приведено условие реализации критического режима работы жидкостно-газового струйного аппарата. Таким условием является равенство скоростей газа и жидкости во входном сечении камеры смешения сверхзвуковой скорости смеси в ее выходном сечении. Приведенные в [11] методики расчета, основанные на теоретических зависимостях, применимы, по утверждению авторов, для расчета как жидкостно-газового струйного аппарата, так и газо-жидкостного струйного аппарата. Однако в работах результаты расчета сопоставлялись с экспериментальными данными только для жидкостно-газовых струйных аппаратов. Для рассматриваемой автором темы интерес представляет работа А.С. Гуревича [20], в которой рассматривается возможность применения струйных аппаратов для эксплуатации газоконденсатных скважин в условиях завершающей стадии разработки месторождения. В данной работе на лабораторной стендовой установке проведены эксперименты по получению зависимостей для коэффициентов скорости в характеристике струйного аппарата. Делается вывод о принципиальной возможности применения уравнения характеристики Е.Я. Соколова - И.М. Зингера для расчета и газожидкостного струйного аппарата. При этом особо подчеркивается необходимость дальнейшего экспериментального обоснования величин коэффициентов скорости: pi ,q 2 ,фз ,q 4, которые в методике Соколова Е. Я. и Зингера Н.М. [77] учитывают потери на удар в камере смешения и потери на трение в сопле, для условий реальных скважинных струйных аппаратов и необходимость промысловых испытаний данного метода. Кроме упомянутых здесь, расчет струйных аппаратов может быть произведен с помощью построенных на аналогичных физических принципах методик [5,8,25,31,37,43,49,60,80,81,93,95,96,97]. Таким образом, по результатам рассмотрения различных аспектов расчета и применения струйных аппаратов для условий эксплуатации скважин можно сделать следующие выводы: 1. Большинство методик для расчета двухфазных струйных аппаратов разработано для условий применения в качестве рабочего агента жидкости; 2. Опыт применения струйных аппаратов для подъема продукции скважин относится к применению жидкостно-газовых струйных аппаратов. Опыт промышленного применения газо-жидкостных струйных аппаратов для подъема газожидкостных смесей до проведения исследований в настоящей работе, по мнению автора, отсутствовал. 3. Имеющиеся практические методики проектирования эксплуатации скважин с помощью струйных аппаратов разработаны для применения в качестве рабочего агента жидкости, то есть насосно-инжекторных систем. 4. Отсутствует методика расчета газлифтно-струйной эксплуатации скважин. 5. Необходимость использования эмпирических величин ставит задачу экспериментального изучения характеристик работы двухфазных газожидкостных скважинных струйных аппаратов в условиях максимально приближенных к условиям реального применения.
Эксплуатационные затраты
Скважина №199-Вуктыл. Эксплуатационными объектами являются отложения башкирского яруса среднего карбона (СгЬ) и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона (Cipr). Эти эксплуатационные объекты вскрыты открытым стволом в интервале 3284-3402 м. Скважина была введена в эксплуатацию в 1983 году с дебитом газа около 200 тыс.м /сут. В связи с низкими притоками пластового газа и невозможностью эксплуатации скважины фонтанным способом, во второй половине 1990 г. ее перевели на газлифтный способ эксплуатации, а в июне 1992 г. она была переведена на газлифтно-струйный способ. Для оценки эффективности эксплуатации скважины газлифтным и газлифтно-струйным способами ниже будут рассмотрены результаты исследований на каждом из указанных способов эксплуатации.
Результаты эксплуатации скважины газлифтным способом. При эксплуатации скважины этим способом в течение 1990-91 гг. дважды проводились исследования, в основном, по оценке газоконденсатной характеристики. Исследования проводились при работе скважины через установку "Вуктыл". По результатам наблюдений за работой скважины в 1990-91 г. при ее эксплуатации газлифтным способом с подачей рабочего агента в количестве 27,0-29,0 тыс.м /сут, дебит пластового газа составил 17,0 тыс.м /сут. дебиты конденсата и воды соответственно 9,9 - 12,7 м /сут и 3,6-4,5 мЗ/сут.
Исследования при эксплуатации скважины газлифтно-струйным способом проводились в течение 1992-93 гг. В табл. 3.14 приведены результаты этих исследований, из которой следует, что перевод скважины на газлифтно-струйный способ эксплуатации привел к увеличению дебита продукции скважины, а, следовательно, и к увеличению депрессии на пласт.
Перевод скважин на газлифтно-струйный способ эксплуатации позволит снизить давление "забрасывания" разработки месторождения на 20-30%. Это и будет оправдано в случае установки струйного аппарата в кровле газоотдающего интервала. В наших же условиях, т.е. при установке струйного аппарата выше газоотдающих интервалов и при наличии барботируемых столбов жидкости до приема струйного аппарата, их удалить нельзя при любом расходе рабочего агента. Следовательно, давление "забрасывания" будет определяться величиной противодавления, создаваемого столбами барботируемой жидкости.
Скважина №230-Вуктыл. Пробуренная в своде южного купола Вуктыльского НГКМ, вскрыла и эксплуатировала отложения бобриковской залежи нижнего карбона, залегающие ниже верхневизейско-башкирских. Терригенные отложения бобриковского горизонта вскрыты скважиной на глубине 3672 м (отметка минус 3515 м) и по ним пройдено 214 м (глубина забоя 3886 м, отметка минус 3728). Во вскрытой части бобриковских песчаников по данным ГИС установлено наличие пластов-коллекторов суммарной толщиной 48,2 м. Из них 41,2 м приходится на водонасыщенную часть разреза и 7,0 м на продуктивную. Раздел "вода-газ" устанавливается на глубине 3720 м (отметка минус 3562 м).
Добываемая продукция скважины с самого начала эксплуатации была значительно обводнена. В 1983 г. по скважине произошло резкое снижение дебита газа до 12 тыс. м /сут. На таком режиме она находилась в эксплуатации до 1985 г. После проведения капитального ремонта и дополнительной перфорации вскрытых ранее интервалов дебит газа увеличился до 36 тыс. м3/сут и скважина в период с 1986 по 1989 гг. работала со снижающимся дебитом газа. Одновременно со снижением дебита газа росла величина дебита пластовой воды. В мае 1989 г. эти параметры составили: газа - 19 тыс. м /сут, воды - 23 м3/сут. В июне 1989 г. в связи с устойчивым притоком пластовой воды и значительным снижением дебита по газу скважина была переведена на газлифт и работала по НКТ до сентября 1990 г. с подачей рабочего газа по метанолопроводу в затрубное пространство до полной остановки. Затем весь 1991 г. находилась в обустройстве под газлифтно-струйную эксплуатацию. В январе 1992 г. после обустройства скважина была пущена в работу. При этом дебит конденсата составлял 3 т/сут. К концу 1993 г. скважина прекратила работу в связи со значительной обводненностью продукции и невозможностью ее подъема на поверхность с помощью спущенного на забой струйного аппарата.
