Усовершенствование газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений

Improvement of the gaslift method of operation of gas condensate wells at the final stage of field development
Цитировать:
Чурикова Л.А., Сагиналина А.А. Усовершенствование газлифтного способа эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2021. 3(84). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/11415 (дата обращения: 29.05.2024).
Прочитать статью:

 

DOI: 10.32743/UniTech.2021.84.3-2.43-47

 

АННОТАЦИЯ

Статья посвящена вопросу решения важной задачи – обоснование выбора оптимального технологического режима работы газлифтных скважин на месторождении Чинарево, основанный на использовании струйного насоса с периферийным подводом активного газа, спускаемого в скважину, как наиболее приемлемый вариант эксплуатации скважин на месторождении по сравнению с существующими методами газлифтной эксплуатации.

ABSTRACT

The article is devoted to the issue of solving an important problem - justification of the choice of the optimal technological mode of operation of gas-lift wells in the Chinarevo field, based on the use of a jet pump with a peripheral supply of active gas, lowered into the well, as the most acceptable option for operating wells in the field in comparison with the existing methods of gas-lift operation.

 

Ключевые слова: скважина, газлифтный способ, пластовое давление, фонтанирование, струйный аппарат.

Keywords: well, gas-lift method, reservoir pressure, gushing, jet apparatus.

 

Введение. При эксплуатации газоконденсатного месторождения, когда происходит снижение пластового давления и увеличение обводнения призабойной зоны, возникают затруднения соблюдения рациональных условий режимов эксплуатации газоконденсатных скважин.

Рассматривая месторождение Чинаревское, согласно его геологической модели, объекты разработки на месторождении связаны с пластовой водонапорной системой. Однако, проведенные гидродинамические расчеты с учетом истории разработки залежей турнейского горизонта показывают незначительную возможность внедрения воды в залежь и продолжение естественного режима истощения. В процессе эксплуатации залежи, по обводняющийся добывающим скважинам при снижении давления на забое, которое численно меньше давления насыщения, наблюдалась динамика уменьшения продуктивности нефтяных скважин, но коэффициент продуктивности по воде оставался в динамике постоянным, из этого можно сделать заключение, что постепенно происходит обводненность добываемой нефтяной продукции (рис.1), но оно не зависит от выработки залежей.

 

Рисунок 1. Средняя обводненность продукции по годам

 

Обоснование выбора преимущественно газлифтного способа добычи нефти в условиях Чинаревского месторождения было связано с тем, что несмотря на решающую роль фонтанного способа добычи нефти на месторождении, наблюдалось постепенное ухудшение условий за счет увеличения обводненности, приводящее к изменению плотности коллекторной жидкости в сторону увеличения, а также к локальному снижению пластового давления, особенно для системы нижнего олигоцена, миоцена и северного блока фундамента [2].

Поэтому постепенная организация внутрискважинного газлифта для нефтяного месторождения Чинарево является эффективной мерой для улучшения  режимных характеристик низкодебитных скважин [1].

Цель исследования: обоснование использования двухфазных струйных аппаратов в сочетании с газлифтным способом эксплуатации газоконденсатных скважин.

Рассмотрим I объект - турнейскую газоконденсатную залежь Т-1А на севверо-восточном участке и II объект – турнейскую газоконденсатную залежь Т-1 на южном участке Чинаревского месторождения.

В начальный период эксплуатации скважин II объекта месторождения Чинарево при пластовом давлении на уровне начального, составляющего 50 МПа, продукция не содержит воду. Проектный дебит гарантируется депрессией до 20 МПа и  за счет высокого значения газосодержания порядка 635 м3/т. К концу же периода разработки наблюдается эксплуатационная ситуация со снижением пластового давления ниже давления насыщения (Рнас=27,5 МПа), что приводит к увеличению газового фактора и снижению коэффициента продуктивности, при этом проектный дебит будет обеспечен депрессией до 4 МПа [4].

Для анализа фонтанирования скважин на месторождении при работе газожидкостных подъемников взяты были условия с безводной продукцией, с обводнённостью до 20 % и до 50 %.

Приведенные графики (рис. 2 и рис.3) демонстрируют зависимости минимальных забойных давлений фонтанирования от устьевых давлений в подъемнике (НКТ) с наружным диаметром 88.9 мм, для скважин с обводнённостью продукции, соответственно 0 %, 20 % и 50 % I объекта (рис. 2,4) и II объекта (рис. 3).

Как видно, из графика на рисунке 2, условия фонтанирования при эксплуатации с Рзаб≥Рнас, при безводной продукции предельные устьевые давления составляют Ру=(0,6 ÷ 8) МПа и предельные забойные давления соответственно Рзаб= (19,1 ÷ 36,4) МПа. При обводнённости продукции до 20 % условия фонтанирования следующие Ру = (0,5 ÷ 7) МПа, Рзаб = (21,7 ÷ 36,7) МПа. С увеличением обводнённости до 50 % условия фонтанирования ещё более ухудшаются: Ру =(0,5 ÷ 4) МПа  при Рзаб = (27,9 ÷ 37) МПа .

Таким образом, при обводнённости продукции 20 % и выше даже с учётом поддержания пластового давления на уровне среднего текущего значения 37,3 МПа (при осуществлении ППД с 2018 г.) фонтанирование не обеспечило во всех скважинах I объекта необходимой депрессии для получения проектных дебитов, что обусловливает в таких случаях подключение внутрискважинного газлифта. При условии снижения пластового давления (ниже среднего текущего значения) условия фонтанирования тем более ухудшились, что привело к необходимости применения внутрискважинного газлифта в большинстве скважин.

 

Рисунок 2. Условия фонтанирования скважин I объекта при добыче нефти с обводненностью 0,20,50%

 

Рисунок 3. Условия фонтанирования скважин II объекта

 

Рисунок 4. Режим работы скважин I объекта

 

Проектная суточная приёмистость одной скважины I объекта изменится с 367 м3/сут в 2008 г. до 149 м3/сут в 2025 г., средняя обводнённость скважин I объекта имеет тенденцию быстрого роста с 4 % в 2009 г. и может достигнуть до 72,9 % в 2025 г [4].

Использование газлифтного метода для эксплуатации газоконденсатной скважины возможно только до определенного предельного значения пластового давления. В процессе разработки, когда пластовое давление достигает уровня, равного сумме устьевого давления, потерь давления на трение и потерь давления из-за веса газожидкостной смеси, газлифтные скважины невозможно эксплуатировать при различных объемах применения рабочего агента.

В этом случае для изменения такой ситуации, возможно применение метода снижения устьевого давления газовых скважин, и как следствие, это приведет к снижению забойного давления, увеличению фактической скорости потока на забое скважины, стабильному выносу скважинной продукции.

Применение в таких условиях струйного аппарата в нижней части последней обсадной колонны [1] (рис.5), с использованием газа высокого давления как рабочей среды – это может быть единственно возможным способом поддерживать дебит скважин на высоком уровне даже при обводненности продукции.

Двухфазный струйный аппарат при одноколонной пакерной схеме с подачей энергетического (рабочего) гaзa по затрубному пространству скважины способствует поднятию пластового флюида с забоя скважины по хвостовику, увлекая струей рабочего гaзa в камеру смешения и далее в диффузор струйного аппарата. В этом случае давление смеси рабочего гaзa и пластового флюида больше, чем забойное.

Для совершенствования технологического режима работы газлифтных скважин на месторождении Чинарево предлагается спуск струйного насоса с периферийным подводом активного газа, как наиболее приемлемого метода эксплуатации скважин на месторождении по сравнению с существующими способами газлифтной эксплуатации.

 

l-двухфазный струйный аппарат. 2-лифтовая колонна. 3-пакеp. 4-пластовый флюид 5-поток энергетического (рабочего) газа. 6-отбор продукции скважины

Рисунок 5. Схема применения двухфазного струйного аппарата. Одноколонная схема с подачей энергетического (рабочего) гaзa по затрубному пространству скважины [3]

 

Рисунок 6. График зависимости расчетного расхода жидкости при газлифтной эксплуатации и при работе газлифтно-струйной установки от пластового давления

 

Вывод. Применение струйного аппарата позволит получить повышение давления отбираемой продукции скважины на величину порядка 1,0 – 1,5 МПа, что составляет 55% от общего градиента давления по стволу скважины.

 

Список литературы:

  1. Дубров Ю.В. Применение газлифтного способа для эксплуатации низкодебитных нефтегазоконденсатных скважин / Ю.В. Дубров // Нефтяное хозяйство ­ 2007, №2 ­ С 114­116
  2. Кабиров М.М. Скважинная добыча нефти: учебник для студ. очной и заочной форм обучения и аспирантов / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров. - СПб. : ООО "Недра", 2010. - 416 с.
  3. Патент РФ № 2171920. Скважинная насосная установка /А.В. Федосеев, Ю.В. Дубров, С.В.Шелемей и др. – Опубл. 10.08.2001; Бюл. № 22.
  4. Технологическая схема разработки нефтяных залежей месторождения Чинаревское. Отчет: Т.1 – Актау/Уральск, 2008. – 249 с.
Информация об авторах

канд. техн. наук, доцент, Западно-Казахстанский аграрно-технический университет им. Жангир хана, Казахстан, г. Уральск

Cand. tech. sciences, associate professor, West Kazakhstan agrarian-technical University named after Zhangir Khan, Kazakhstan, Uralsk

магистрант, Западно-Казахстанский аграрно-технический университет им. Жангир хана, Казахстан, г. Уральск

Undergraduate, Zhangir khan West Kazakhstan Agrarian Technical University, Kazakhstan, Uralsk

Журнал зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), регистрационный номер ЭЛ №ФС77-54434 от 17.06.2013
Учредитель журнала - ООО «МЦНО»
Главный редактор - Ахметов Сайранбек Махсутович.
Top