Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Особенности эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений на заключительной стадии разработки (на примере месторождения Медвежье) 7
Глава 2 Исследование процессов, влияющих на режим эксплуатации скважин 14
2.1 Исследование условий конденсации воды в скважине 14
2.2 Условия для обратной фильтрации воды из скважины в пласт 17
2.3 Обзор исследований в области подъема малых количеств жидкости газом 19
2.4 Исследование условий самозадавливания газовых скважин месторождения Медвежье 22
Выводы 28
Глава 3 Процессы подъема жидкости с использованием динамического напора потока газа скважины 30
3.1 Подъем жидкости с использованием скоростного напора потока газа скважины 30
3.2 Исследование условий работы скважины 916 месторождения Медвежье с закачкой газа 33
Глава 4 Плунжерный лифт для удаления жидкости из скважин сеноманских залежей 41
4.1 Обзор опыта разработки и применения плунжерного лифта 41
4.2 Плунжер для газовых скважин 44
4.3 Плунжеры для газовых скважин сеноманских залежей с лифтовыми колоннами Ду= 168 мм 46
4.4 Методы определения основных параметров плунжера 60
4.5 Ограничители хода для плунжерного лифта Ду=168 мм 70
4.6 Исследования плунжерного лифта на экспериментальном стенде 76
4.6.1 Описание экспериментального стенда Ду=168 мм 77
4.6.2 Исследования плунжерного лифта на экспериментальном стенде 81
Глава 5 Промысловые испытания плунжерного лифта 92
5.1 Выбор скважины для проведения испытаний 92
5.2 Испытания плунжерного лифта в скважине 96
Выводы 112
Глава 6 Сценарии эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей плунжерным лифтом 114
6.1 Сценарии плунжерного лифта непрерывного действия 114
6.1.1 Сценарий для скважин, эксплуатируемых по беспакерной схеме 114
6.1.2 Сценарии для скважин, эксплуатируемых по пакерной схеме 116
6.2 Сценарии плунжерного лифта периодического действия 119
6.2.1 Сценарий технологической продувки скважины с использованием плунжерного лифта 122
6.2.2 Сценарий удаления конденсационной воды 123
6.3 Исследования сценариев удаления воды плунжерным лифтом с помощью динамической модели 126
Основные выводы 135
Перечень использованой литературы 137
- Условия для обратной фильтрации воды из скважины в пласт
- Исследование условий работы скважины 916 месторождения Медвежье с закачкой газа
- Методы определения основных параметров плунжера
- Испытания плунжерного лифта в скважине
Введение к работе
Актуальность работы
В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды. В результате снижаются рабочие дебиты скважин.
Для добычи газа из крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., расположенных в районах Крайнего Севера, применяют скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм). На сегодняшний день из таких скважин добывается основное количество газа в России.
Для эффективного подъема жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб Ду=6089 мм, применяют газлифт с закачкой газа и плунжерный лифт. В скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб большего диаметра, закачка газа и плунжерный лифт до настоящего времени не испытывались и не применялись.
Поэтому разработка технологий для удаления жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров, с использованием закачки газа и плунжерного лифта является актуальной задачей исследований.
Цель работы
Разработка технологии удаления жидкости из газовых скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, для повышения их производительности на заключительной стадии разработки месторождений.
Основные задачи исследований
Анализ особенностей эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей на заключительном этапе разработки месторождений Крайнего Севера.
Весь комплекс решаемых задач относится к газовым скважинам сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм, для обеспечения условий эффективного выноса жидкости:
изучение в промысловых условиях технологии увеличения скорости газа по лифтовой колонне путем закачки газа в межтрубный кольцевой канал;
создание экспериментального стенда на газовом промысле и проведение исследований для определения работоспособности плунжерного лифта и гидравлических характеристик плунжеров;
изучение условий эксплуатации газовых скважин с плунжерным лифтом и испытание технологии и средств контроля за его работой;
разработка технологий плунжерного лифта для различных условий эксплуатации газовых скважин.
Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газлифта и плунжерного лифта.
Задачи решены с помощью:
проведения исследований скважин при работе в режиме задавливания и закачки газа в кольцевой межтрубный канал;
экспериментальных исследований плунжерного лифта на стенде;
промысловых испытаний технологии плунжерного лифта в скважине
Научная новизна
Испытаниями самозадавливающейся скважины подтверждена эффективность эксплуатации скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, с использованием закачки газа в межтрубный кольцевой канал.
Разработаны процессы для удаления воды из скважин сеноманских залежей с использованием плунжерного лифта непрерывного и периодического действия для различных геолого-технических условий эксплуатации. Впервые, на разработанном экспериментальном стенде, в динамических условиях определены коэффициенты гидравлического сопротивления плунжеров Ду=168мм. Испытаниями на скважине установлена эффективность плунжерного лифта непрерывного действия для эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров.
Защищаемые положения
технология удаления воды из скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, путем закачки газа по межтрубному кольцевому каналу, работающих с депрессиями в пределах 0,1 до 0,3 МПа и дебитами газа, недостаточными для выноса жидкости;
методика испытаний плунжерного лифта Ду=168 мм на экспериментальном стенде с использованием газа сеноманских залежей при давлениях от 1,2 до 1,9 МПа;
технология и комплекс оборудования плунжерного лифта для эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм
Практическая ценность и реализация результатов работы
Испытаниями на скважине подтверждена возможность удаления воды с использованием закачки газа по затрубью. Технология закачки может быть использована в скважинах, к которым подведены два шлейфа.
На созданном экспериментальном стенде по методике автора испытаны плунжеры и ограничители хода плунжера, предназначенные для скважин сеноманских залежей. Испытаниями подтвержден широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, при которых плунжерный лифт может использоваться в скважинах для удаления жидкости. Результаты испытаний могут быть использованы для выбора оптимальной конструкции плунжера для конкретных условий эксплуатации скважины.
Технические решения, использованные в экспериментальной установке для исследования условий работы плунжерного лифта, защищены патентами РФ.
Разработан и испытан на скважине плунжерный лифт для удаления воды по лифтовым колоннам из труб Ду=168 мм. Количество газа, добываемого из скважины при работе плунжерного лифта со стальным плунжером увеличилось до 3,2 млн.м3, вместо 1,75 млн.м3 за аналогичный период работы без плунжера. Оборудование плунжерного лифта защищено патентами РФ.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:
- 6-я научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Новые технологии в газовой промышленности” (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 26-27 января 2005 г.),
- ХХIII Международный Газовый Конгресс (г. Амстердам, 5- 9 июня 2006 г.),
- Научно-техническая конференция «Проблемы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России» (СеверНИПИГАЗ, г.Ухта, 18-20 октября 2005 г.),
- 7–я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 29-30 января 2007 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликованы 12 работ, включая тезисы докладов, патенты РФ на полезные модели, статьи, в том числе 2 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.
Объём и структура работы
Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 42 рисунка и 7 таблиц. Список использованной литературы состоит из 57 наименований.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам Медвежинского Газопромыслового Управления: Мельникову И.В., Савушкину В.В., Шемякину Д.Н., Валиахметову М.Г., Берману В.Д., Исаеву А.А., Мешкову Н.В., Цареву Д.В., Заикину А.А.; главному геологу ООО «Надымгазпром» Облекову Г.И., а также Бузинову С.Н., Васильеву Ю.Н., Истомину В.А., Соловьеву Н.Н., Харитонову А.Н. за ценные советы и помощь в работе.
Условия для обратной фильтрации воды из скважины в пласт
Движение воды на забое скважины и в призабойной зоне продуктивного пласта сопровождается нестационарными процессами, влияющими на изменения давления газа на забое скважины, барботажа воды газом, неравномерным по мощности пласта притоком газа в скважину из зоны перфорации, гравитационным воздействием скопления воды в зоне перфорации продуктивного пласта. В результате перечисленных факторов происходит обратная фильтрация воды с забоя скважины в пласт. Приток пластовых вод на забой скважины и их отток в пласт (Рисунок 2.2.1) - обратная их фильтрация в пласт, происходят одновременно. Обратная фильтрация жидкости в пласт характерна для скважин с хорошо проницаемыми продуктивными пластами с мощностью, превышающей несколько десятков метров, это сеноман - в районе месторождений Уренгойское, Ямбургское, Медвежье. Механизмы процессов обратной фильтрации объясняются особенностями притока газа к скважине. На пути движения газа в призабойной зоне пласта происходят значительное снижение давления (АР = Pra - Рзаб)-
Наибольшее уменьшение давления наблюдаются вблизи ствола скважины. Изменение давления по радиусу от оси скважины в зависимости от величины рабочей депрессии на пласт описывается уравнением радиальной фильтрации [7]. На значительном удалении от скважины фильтрация газа происходит по линейному закону. В пределах призабойной зоны скорость фильтрации резко увеличивается, а фильтрация протекает по двучленному закону сопротивления. Расчеты распределения давления по пласту в зоне скважины показывают, что непосредственно у ствола скважины давление на границе отверстий перфорации уменьшается значительно (Рисунок 2.2.2). Давление газа в пласте на расстоянии 0,2 м от оси скважины при депрессиях на пласт 0,3 - 0,5 МПа не превышает 10-15 метров водяного столба. Потери давления при преодолении фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта радиусом 10 м составляет от 50 до 75 % от общих потерь давления (АР), причем 15-20 % из них приходится на призабойную зону радиусом всего до 0,4-0,5 м. Например, если рабочая депрессия на пласт составляет 0,5 МПа, то в радиусе около 10 м давление в пласте (Рпл.заб) больше забойного всего на 0,25-0,3 МПа, а на расстоянии 0,4-0,5 м - на 0,05-0,10 МПа. В этой ситуации скопление воды в объеме, соответствующем высоте столба жидкости более 5-Ю м, приводит к увеличению гидростатического давления воды на забое скважины (Рв.заб) и ПРИ Рвзаб Рпл.заб вызывает обратную фильтрацию жидкости из скважины в пласт. Отток жидкости из скважины будет зависеть от высоты уровня воды, находящейся в интервале перфорации и динамики изменения давления на забое скважине в течении суток. При скачкообразном увеличении давления вода будет перетекать с забоя в пласт через перфорационные отверстия. С начала прошлого столетия систематически проводятся исследования процессов подъема жидкости газом [8]. За последние пятьдесят лет в области движения газожидкостных смесей выполнено большое число экспериментальных и теоретических работ. Далеко не полный, но весьма объемный список публикаций на эту тему можно найти в монографиях Сахарова В.А, Мохова М.А, Гриценко А.И., Одишария Г.Э., Точигина А.А., Клапчука О.В, Харченко Ю.А. и др. [9]. Изучение процессов подъема жидкости газом проводили на специальных стендах Мур и Уайлд (1931г.), Багдасаров В.Г., Крылов А.П. (1933-34гг.), сква жинах - Белов И.Г. [10 ] и др. Большинство исследований посвящено изучению подъема больших количеств жидкости или при больших скоростях потока газа [12].
Вопросы технологий эксплуатации скважин с водой рассмотрены в работах ООО ВНИИГАЗ [13]. В 1956 году Коротаев Ю.П. на вертикальном стенде московского института ВНИИНЕФТь высотой 13 метров провел исследования подъема воздухом малых количеств воды (но больше 19 литров в час) [14]. Позже Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. и др. на вертикальных стендах ВНИИГАЗа [15] провели исследования в большем диапазоне рабочих давлений до 2,0МПа. В результате проведенных экспериментов было установлено: 1. по мере увеличения расхода воздуха до определенного значения суммарный перепад давления, при наличии жидкости в потоке, меньше, чем при подъеме воздуха без воды за счет смачивания поверхности трубы; 2. при движении воздуха отмечается минимум потерь давления при определенном расходе, который объясняется изменением соотношения в перепадах давлений, создаваемых массой столба жидкости и потерями на трение Особенностью результатов полученных, Коротаевым Ю.П., а в дальнейшем Бузиновым С.Н., является то, что при небольших количествах жидкости (у Бузинова С.Н больше 2л/час) суммарные коэффициенты сопротивления, начиная с некоторого числа Re, становятся меньше или равны сопротивления трения X для потока сухого воздуха без жидкости. Эти результаты, подтвержденные на эксплуатационных скважинах, дают основания для использования формул, предназначенных для расчета рабочих давлений при движении сухого газа при малых количествах конденсационной воды в потоке газа. Во ВНИИГАЗе проводились теоретические исследования процессов подъема жидкости газом с использованием интегральных характеристик течения для отдельных фаз. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В., Варивода Ю.В., Харченко Ю.А. и др. достигли значительных успехов в области расчета параметров движения газожидкостных потоков в скважинах и в рельефных тру бопроводах на основе влияния определяющих критериев и критериев динамического подобия [16]. В 1962 году и в 2004 году во ВНИИГАЗе были построены экспериментальные стенды для изучения условий подъема воды воздухом с высотой экспериментального участка около 30 метров сначала из труб Ду=73 и 50 мм, а в 2004 году 89, 114, 168 мм.
Под руководством Бузинова С.Н., его учениками Ахмедовым Б.Г., Казаковым Б.О., Толмачевым Д.В. [17, 18, 19], был проведен комплекс работ по изучению подъема воды воздухом по лифтовой колонне при давлениях до 2 МПа. В результате исследований было подтверждено уменьшение величины фактического давления, по сравнению с давлением оказываемым жидкостью в неподвижном состоянии, в значительной области давлений и расходов газа. Бузиновым С.Н., в отличии от методики обработки результатов экспериментов, использованной Коротаевым Ю.П., было предложено проводить обработку результатов экспериментов с учетом отношения плотностей газа и жидкости. Методика расчета газожидкостных потоков Бузинова С.Н. [20], основанная на зависимости удельных потерь давления в стволе скважины (Ар/ ржЬ) от комплексного модифицированного параметра Фруда Fr = (p/pz0)-Fr, где рг и Pro - плотность газа при рабочих и стандартных условиях соответственно, рж -плотность жидкости, g - ускорение свободного падения, L - длина трубы, Fr -число Фруда в классическом выражении и - скорость газа, D - диаметр трубы [1-Ю]. Параметр (Рго/Рж)» его структура отражает факт, что подъем жидкости плотностью рж обеспечивается скоростным напором потока газа. Расчет потерь давления в газовой скважине с учетом наличия жидкости в потоке газа производился с использованием экспериментально полученной зависимости удель
Исследование условий работы скважины 916 месторождения Медвежье с закачкой газа
Объектом для испытаний закачки газа в межтрубный кольцевой канал была выбрана скважина 916 месторождения Медвежье. К кусту, в котором размешена скважина 916, подведены два шлейфа. Один шлейф соединили с межтрубным каналом скважины 916. Расчет режимов работы скважины при закачке газа в межтрубный кольцевой канал проводился с помощью компьютерной программы «Бутан-Фруд» по методикам, разработанным Бузиновым С.Н. и его учениками. В качестве ис ходной информации о скважине были приняты результаты ГДИС, выполненные до начала работ на скважине. Конструкция скважины № 916: глубина скважины - 1208м; эксплуатационная колонна 219 мм -1232 м; лифтовая колонна НКТ 168 мм -1088,24 м; интервал перфорации -1080 - -1124 м; искусственный забой -1130 м. Текущее состояние скважины 916 на 21.04.2005: пластовое давление (Рпл) - 2,103 МПа; рабочий дебит скважины (QCKB)- 105 тыс.м3/сутки; давление на буфере (Рбуф) - 1,602 МПа; давление в межтрубном кольцевом канале (Рзат)-1,648 МПа; температура газа в шлейфе (Тш) - 280,3 К; коэффициенты фильтрационного сопротивления составили величину: а= 0,211636 (кг/см2)2 (тысм сут)-1 Ь= 0,003358 (кг/см2)2 (тыс.м3/сут)-2
Схема и внешний вид трубной обвязки скважины 916 для проведения испытаний представлены на рисунках 3.2.1-2. Газ под давлением 2,6-2,7 МПа с выхода ДКС по промысловому шлейфу Ду=114 мм, через узел замера расхода закачиваемого газа и угловой штуцер подается в межтрубный кольцевой канал скважины. В результате, суммарный расход газа, поступающего из пласта и по межтрубному кольцевому каналу, достигает критического и по лифтовой колонне происходит вынос жидкости из скважины. Расход газа, закачиваемого в межтрубный кольцевой канал скважины (газ закачки), регулируется с помощью углового штуцера в пределах от 0 до 100 тыс.м /сутки. При закачке газа в межтрубный кольцевой канал дебит сква-жины изменялся от 0 до 210 тыс.м /сутки при давлении газа на устье скважины в пределах от 1,5 до 1,64 МПа. После технологической продувки, скважина работает стабильно с деби з том около 100 тыс.м /сутки в течение трех дней. На четвертый день дебит газа, поступающего из скважины, начинает уменьшаться. За этот период работы в скважине конденсируется меньше 300-350 литров воды. Остановка скважины (Q 30 тыс.м /сутки) отмечена через 7 суток (14.07.2005г.). Давление на устье в захлебнувшейся скважине уменьшилось с 1,957 МПа до 1,681 МПа, что свидетельствует о скоплении жидкости в лифтовой колонне. Технологическая продувка скважины в шлейф путем подачи газа в межтрубный кольцевой канал при общем расходе газа на уровне 160-250 тыс.м3/сутки в течение 7-8 часов позволила очистить скважину от жидкости. Давление на устье скважины увеличилось до 1,948 МПа. В начальный период продувки (после самозадавливания) скважины в шлейф, отмечена фильтрация газа в пласт: расход газа закачки Q3aK превышал дебит скважины на 5-25 тыс.м /сутки, это объясняется высоким давлением в шлейфе и наличием скоплений жидкости в лифтовой колонне.
При снижении давления на буфере примерно на 0,4 МПа (полностью открыли угловой штуцер) фильтрация газа в пласт прекратилась, дебит газа скважины превысил расход газа закачки (QCKB Q3aK). По мере удаления жидкости расход газа, поступающего из продуктивного пласта, увеличивался, а требуемый расход газа, закачиваемого в меж-трубный кольцевой канал, уменьшался со 180 тыс.м /сутки до 120 тыс.м /сутки. Оптимальные расходы газа закачки должны обеспечивать общий дебит газа ((}скв=СЬак+(2пласт) скважины на уровне 170-180 тыс.м /сутки, при котором происходит вынос жидкости по лифтовой колонне. Результаты расчетов и измерений оптимального расхода газа закачки представлены в таблице 3.2.1. Измерения технологических параметров работы скважины при закачке газа в межтрубный кольцевой канал (после технологической продувки в шлейф) проводились в диапазоне давлений на буфере от 1,75 до 1,8 МПа. Рас-ход газа закачки изменяли от 0 до 130 тыс.м /сутки, дебиты газа скважины - от 90 до 200 тыс.м /сутки. Отмечено хорошее согласование расчетных и фактических данных. На рисунке 3.2.4 представлена зависимость дебита газа из пласта для условий 2006 года при значениях давления на устье скважины изменяющихся от 1,6 МПа до 1,82 МПа. 1 - скважина; 2,3 - промысловый шлейф; 4 - факельная линия; 5-9 - запорные устройства, 10-11 - угловой штуцер; 12-15 - измерительная диафрагма с расходомером ДСС-712; 16,17,18,19 - манометр-термометр МТУ-04; 20,21 - термометр; 22,23 - соединительный трубопровод; 24 - коллектор «Надым-1»; 25-27 -задвижки; 28,29 - задавочные трубопроводы Рисунок 3.2.1 -
Схема подачи газа в межтрубный кольцевой канал и отбора газа скважины 916 При давлениях на устье свыше 1,6 МПа скважина 916 не сможет стабильно работать и захлебнется. При давлении на устье скважины от 1,6 МПа до 1,7 МПа дебит газа из пласта может достигнуть 100-140 тыс.м /сутки при относительно умеренных темпах закачки газа в межтрубный кольцевой канал. Исследования, проведенные нами, находились в диапазоне давлений от 1,74 МПа до 1,79 МПа. Дебит газа из пласта достигал 100 тыс.м /сутки. Произвести исследования при минимальных давлениях на устье не представилось возможным, хотя при этом наблюдается более оптимальное соотношение между добываемым газом (из пласта) и закачиваемым. Однако в соответствии с технологическим ре
Методы определения основных параметров плунжера
В задачу нашего исследования включены вопросы определения коэффициента гидравлического сопротивления плунжера, предназначенного для использования в реальных условиях газовых месторождений. Коэффициенты гидравлического сопротивления плунжера и его секций можно определить на экспериментальных стендах, рассчитать на основе методик определения гидравлических сопротивлений тел, обтекаемых потоком в круглой трубе или исследований в реальной скважине. Размеры и масса рассчитываются на основании гидравлических характеристик плунжера и его секций. Исходной информацией являются измеренные характеристики потока среды, размеры канала по которому перемещается плунжер, размеры плунжера и его масса, скорости движения плунжера и его секций. На этапе выбора для скважины размеры и вес плунжера определяют с учетом динамических характеристик потока и размеров труб лифтовой колон ны скважины путем решения обратной задачи на основе значений коэффициента гидравлического сопротивления или испытаний плунжера на стенде в диапазоне давлений и расходов газа, в диапазоне ожидаемых дебитов газа и давлений на устье конкретной скважины. Наружный диаметр плунжера, который будет беспрепятственно перемещаться в скважине с лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм, выбирается из ряда Дпл=140; 142; 144; 145 мм.
Диаметр шара для этих плунжеров выбирается из ряда Дш=110; 120 мм. Масса плунжера определяется суммарной массой корпуса и шара. Используя шары разной массы, можно менять массу плунжера, не меняя корпус плунжера. Наше исследование направлено на решение проблем, связанных с оборудованием плунжерного лифта для скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду= 168,3 мм с толщиной стенки 7,3 мм. Фактический внутренний диаметр труб (ГОСТ 632) может отличаться от номинального Двн=153,7 мм в большую и меньшую сторону. С учетом технических допусков на толщину стенки (12,5 % или 0,9125 мм) и наружный диаметр (+1% или +1,683 мм) внутренний диаметр труб или отдельных участков труб может составлять Дмах=157,208 мм. т.е. быть больше номинального размера (Дн= 153,7 мм) на 3,5 мм. Площадь проходного сечения трубы с таким диаметром составляет 0,0194м2, т.е. превышает площадь трубы с номинальным диаметром (153,7 мм, Si53= 0,0185 м) на 0,0009 м2. Площадь сечения, перекрываемая плунжером (Дпл= 145мм) постоян-на и составляет 0,0165 м .В трубах лифтовой колонны с внутренним диаметром больше номинального (Дмах) площадь зазора между корпусом плунжера и тру-бой превышает номинальный (Fj= 0,0020 м ) почти на 50%. В участке лифтовой колоны с увеличенным внутренним диаметром трубы утечка газа в зазоре увеличивается и плунжер может зависнуть, как поплавок ротаметра [29], а процесс подъема прекратиться. Произойдет технологический сбой процесса подъема и самозадавливание скважины.
Поэтому при определении массы плунжера в расчетах должна задаваться минимально допустимая скорость подъема (0,5 м/с) в участке колонны с увеличенным внутренним диаметром. Процессы движения и обтекания тел потоком жидкости или газа в трубах: цилиндров, макетов летающих скребков, шаров, плунжеров в противотоке жидкости, изучалось Минигазимовым М.Г. [30], Гукасовым Н.А. [31], Гурбановым Р.С, Акиловым Ж.А, Идельчик И.Е. [32], Егоровым П.И. [33], Шулятиковым В.И. [34] и др. В соответствии с градацией, предложенной Идельчик И.Е. в «Справочнике по гидравлическим сопротивлениям» [32], плунжер можно отнести к категории удобообтекаемых и плохообтекаемых тел. Установлена связь между скоростью движения плунжера (и его секций: корпуса, шара) и потоком газа по трубе [30]. Скорость подъема плунжера или скорость спуска корпуса (шара) может быть выражена через скорость его спуска (падения) в неподвижной жидкости, либо через скорость потока газа в трубе, соответствующую зависанию плунжера или его секций (корпуса или шара). Движение: падение шара и корпуса, а затем подъем плунжера происходят внутри ограниченной массы рабочей среды, заполняющей лифтовую колонну. Для тела заданной формы установившееся состояние движения определяется системой уравнений, учитывающей конструктивные размеры проходного канала лифтовой колонны, плунжера и его секций, скорости, плотности среды, вязкости и ускорения силы тяжести. Влияние вязкости на движение оказывается только через посредство влияния числа Рейнольдса. Теоретическими исследованиями и экспериментальными данными [30, 32] показано, что при больших значениях числа Рейнольдса влияние вязкости среды уменьшается и в некоторых случаях становится несущественной. Исследованы процессы падения, зависания и подъема различных тел в восходящем потоке или неподвижном объеме рабочей среды, ограниченной цилиндрической поверхностью: цилиндров с гладкой поверхностью при ламинарном и турбулентном обтекании их однородным и двухфозным потоком газа и жидкости [30]; макетов скребков для очистки скважин от парафина в виде дисков, размещенных на стержне [30]; сферических тел [30]; плунжеров, состоящих из двух секций (шар и корпус) (Рисунок 4.4.1) [33,34]. а - плунжер типа «летающий клапан; б - корпус плунжера; в - плунжер с дренажными отверстиями в трубчатом корпусе; г - плунжер с кольцевым ограничителем хода шара и дренажными отверстиями в корпусе; d-обтекание плунжера потоком газа В результате теоретических и экспериментальных исследований Минига-зимовым М.Г. [30] установлена линейная связь между скоростью движения цилиндра (плунжера) и скоростью жидкости для турбулентного режима течения. Принятая нами для исследования конструкция плунжера (Рисунок 4.4.1, в, г, д) несколько отличается от ранее изученных.
Во время подъема или зависания плунжера поток рабочей среды, заполняющий проходное сечение трубы лифтовой колонны при обтекании плунжера в зоне нижнего и верхнего концов плунжера, разделяется на два потока, а в средней части, в зоне дренажных отверстий поверхности трубчатого корпуса, потоки объединяются. Аналогично, во время падения корпуса или зависания, поток рабочей среды в нижнем и верхнем концах плунжера разделяется на два потока, а в средней части, в зоне дренажных отверстий корпуса, потоки объединяются. Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления плунжеров и его секций можно использовать формулу Вейсбаха, описывающую движение потоков через короткие сужения, размещенные в трубе. Разность давлений на концах плунжера или его секций во время его подъема (падения), определяется условием равновесия в период равномерного движения или зависания в трубах. Предполагается, что масса уравновешивается его гидравлическим сопротивлением (4.4.1)
Испытания плунжерного лифта в скважине
Опытно-промышленные испытания плунжерного лифта на скважине 623 начаты в феврале 2006 года и продолжаются в настоящее время. Как уже было сказано выше рабочий дебит газа скважины после технологической продувки в феврале 2006 года, при давлении на устье скважины Рбуф= 1,4-1,45 МПа, был определен на уровне 120 тыс.м /сутки. Эта информация приблизительна, так как дебит газа рассчитан по индикаторным кривым, полученным в результате газодинамических исследований скважины, проведенным в августе 2005г. Каждый плунжер перед вводом в скважину предварительно испытывали на стенде. Проведение работ на скважинах месторождения Медвежье в условиях низких температур окружающего воздуха связано с большими трудностями. На внутренней поверхности деталей фонтанной арматуры (фланцевых катушек, задвижек, крестовины) остановленной скважины образуется ледяная корка, уменьшающая проходное сечение стволового прохода. Чтобы открыть или закрыть арматурную задвижку фонтанной арматуры, ввести или извлечь плунжер из скважины, приходится предварительно обогревать арматуру паром до положительной температуры корпуса задвижек, катушек, крестовины. В течение первых дней с 16 до 24 февраля 2006 года при проведении пусконаладочных работ плунжерного лифта исполнителям пришлось преодолеть множество трудностей, обусловленных отсутствием оперативной информации о расходе газа, о местоположении плунжера, находящегося в фонтанной арматуре или в скважине. Чтобы определить место, где фактически в фонтанной арматуре находится корпус плунжера и шар, многократно приходилось останавливать скважину, стравливать газ, и снимать фланец с верхним ограничителем хода плунжера. Чтобы определить опускается или поднимается плунжер и его секции, приходилось прослушивать слабые акустические шумы, в трубопроводной обвязке скважины, прислонившись ухом к стенке трубы, а затем интерпретировать информацию, полученную субъективным путем.
Особенности проведения пусконаладочных работ в феврале 2006 года: Работы по эксплуатации скважины с плунжерным лифтом Ду= 168мм проводились впервые в России; Температура окружающего воздуха в период испытаний не редко опускалась до - 45С, ежедневно дул сильный порывистый ветер; Инструментальный контроль режима работы плунжера и скважины осуществлялся с использованием показывающих манометров и МТУ-04, Ду= 114мм к манометрам периодически образовывались непроницаемые для газа глухие пробки из льда и гидратов природного газа; Дебит газа скважины в период испытаний не измерялся из-за отсутствия расходомера в составе обвязки устья скважины Чтобы частично описать характер работ, выполненных до получения первого положительного результата, мы приводим отдельные эпизоды, с которыми исполнителям пришлось столкнуться за первые девять дней. После продувки на факел, 15 февраля 2006 года, в скважину ввели плунжер ЛК168/140/120 из сплава Д16Т, с наружным диаметром корпуса 140 мм и массой 2,99 кг и резиновый шар диаметром 120 мм и массой 1,92 кг. Минимальный расход газа на стенде 168, при котором этот плунжер поднимался, со-ставлял около 140 тыс.м /сутки ±10%. Плунжер был введен в остановленную скважину. Затем скважину подключили для работы в шлейф. После подключения к шлейфу плунжер не поднялся к устью скважины. Поэтому скважину запустили в работу на факельный отвод поочередно через шайбы Дш=25,4; 28,6; 31,80 мм. Плунжер поднялся к устью через 18 минут при работе скважины через шайбу Дш=31,80 мм. В конце цикла подъема к устью прослушивались удары плунжера при прохождении в стыках труб, а на выходе продувочного трубопровода наблюдался вынос жидкости темного цвета в течении 50 секунд. Давление газа на устье было около 9,0 МПа. После подъема плунжер оставался на устье скважины. Второй плунжер, изготовленный из резины, ЛК168/144/120/75, с наружным диаметром корпуса 144,6 мм и массой 2,9 кг, резиновый шар диаметром 120 мм и массой 1,63 кг, поднимался на стенде при расходе газа на уровне -75 тыс.м /сутки±10%.
Плунжер был введен в остановленную скважину и также после подключения в шлейф не поднялся к устью. Плунжер поднялся к устью скважины через 11 минут при работе на факельный отвод, через шайбу Дш=25,40 мм. В конце цикла подъема к устью удары плунжера о стыки труб не прослушивались, а на выходе продувочного трубопровода наблюдался поток
