Особенности эксплуатации месторождений при газлифтной добыче нефти | Статья в журнале «Молодой ученый»

Отправьте статью сегодня! Журнал выйдет 3 октября, печатный экземпляр отправим 7 октября.

Опубликовать статью в журнале

Авторы: ,

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №34 (324) август 2020 г.

Дата публикации: 22.08.2020

Статья просмотрена: 7 раз

Библиографическое описание:

Федосов, Н. Е. Особенности эксплуатации месторождений при газлифтной добыче нефти / Н. Е. Федосов, Е. В. Алекина. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 34 (324). — С. 47-51. — URL: https://moluch.ru/archive/324/73228/ (дата обращения: 19.09.2020).



В работе приведены зависимости удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности добываемой продукции скважин при разных значениях забойного давления, равного 6–12 МПа. Рассчитана глубина ввода газа. Показано, что при достижении обводненности добываемой продукции 60–70 %, удельный расход газа увеличивается в 2–3 раза по сравнению с удельным расходом при переводе на газлифт при обводненности 30 %.

Ключевые слова: газлифт, расход газа, обводненность, дебит, эффективность.

Газлифтный способ добычи нефти является конкурентно способным в случаях добыча жидкости с большим содержанием газа, при большом искривлении ствола скважины в случае если могут возникнуть проблемы с установкой и эксплуатацией насосных систем, на многих морских и некоторых наземных добывающих комплексах где возможность установки дополнительного оборудования на устье весьма ограничена из-за отсутствия необходимого для него места, на скважинах с низким давлением и большим газосодержанием и т. п. [1].

С технологической точки зрения, при повышенном газосодержании добываемой продукции и при наличии источника газа, газлифтный способ добычи нефти, как компрессорный (КС), так и бескомпрессорный (БКГ), является одним из целесообразных и возможных [2]. Предпосылкой развития газлифта для таких месторождений являются его следующие положительные качества:

– позволяет эксплуатировать месторождения с высокими значениями газового фактора и давления насыщения;

– позволяет вести безопасную эксплуатацию скважин, вскрывающих бурением одновременно газовые и нефтяные пласты;

– обеспечивает в глубоких скважинах забойное давление, значительно ниже давления насыщения, т. е. повышает добывные возможности скважин;

– простота конструкции скважинного оборудования, отсутствие в нем подвижных элементов обеспечивает его долговечность эксплуатации “искривленных”, коррозионных и т. п. скважин;

– отсутствуют влияние высокой температуры и давления;

– низкая трудоемкость проведения подземного ремонта газлифтных скважин, т. к. отсутствует необходимость извлечения насосно-компрессорных труб (НКТ) и проведения работ по глушению и освоению скважин [3]. При проведении канатных работ в скважинах используется легко транспортируемое оборудование, обеспечивающее круглогодичную работу в любых топографических условиях;

– высокая надежность наземного оборудования;

– простота методов борьбы с коррозией подземного и наземного оборудования, с отложениями парафина и солей путем добавки в закачиваемый сжатый газ ингибиторов и химреагентов и т. д.

Отрицательными моментами при применении газлифтного способа добычи нефти являются:

– высокие капитальные вложения (при компрессорном газлифте);

– значительный объем монтажных работ;

– относительно низкий К. П. Д. системы;

– отложение гидратов.

Широкое внедрение газлифта на месторождениях РФ сдерживалось из-за высокой капиталоемкости и отсутствием отечественных компрессоров низкой и средней производительности, установок по подготовке газа и более высокой по сравнению с насосными способами, себестоимости добычи нефти [4]. Но, несмотря на значительные преимущества по сравнению с насосными способами добычи нефти, из-за высоких первоначальных капитальных вложений, компрессорный газлифт на месторождениях применялся в небольшом объеме.

Для эффективной газлифтной эксплуатации необходимо обеспечить: максимально возможную глубину закачки газа, максимальную стабильность потока и максимальную эффективность отбора жидкости [5].

Первым из выше указанных условий для достижения эффективной газлифтной эксплуатации является закачка газа на максимально возможную глубину. Закачка на небольшую глубину приводит к снижению дебита скважины и увеличению уровня закачки газа [6].

Недостаточный уровень закачки газа приводит к серьезным проблемам — заниженному отбору, неустойчивому потоку жидкости и т. п.

Чрезмерный уровень закачки газа может привести к возникновению очень нестабильного потока отбираемой жидкости и значительному снижению эффективности данного способа эксплуатации.

В работе приведены зависимости удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности добываемой продукции скважин при разных значениях забойного давления, равного 6–12 МПа (Таблица 1).


Таблица 1

Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности продукции.

Обвод-ненность, %

Глубина ввода газа, м

Дебит жидкости, т/сут.

10

13,1

16,2

19,2

22,3

25,4

28,5

37,7

50

Рзаб.=12 МПа

10

1359

1348

1339

1332

1325

1320

1316

1304

1297

202

151

119

98

83

72

63

42

33

20

1391

1382

1374

1368

1362

1358

1354

1343

1338

257

199

164

140

123

110

92

76

67

30

1421

1413

1407

1401

1396

1393

1389

1380

1376

315

251

211

184

165

150

139

113

102

40

1449

1443

1437

1433

1429

1426

1423

1416

1412

377

305

260

230

209

193

181

151

141

50

1476

1470

1466

1462

1459

1457

1455

1449

1446

442

362

313

280

256

238

225

193

182

Рзаб.=11 МПа

10

1508

1499

1492

1486

1481

1477

1473

1465

1457

277

214

176

150

132

118

108

87

72

20

1533

1525

1518

1513

1509

1502

1499

1493

1489

335

266

223

194

174

159

147

123

107

30

1555

1545

1543

1539

1535

1532

1529

1522

1518

397

320

273

241

218

201

188

157

146

40

1576

1571

1566

1563

1559

1557

1555

1550

1545

462

378

325

290

266

247

233

205

187

50

1596

1592

1588

1585

1582

1580

1579

1573

1571

532

439

381

343

316

296

280

244

232

Рзаб.=10 МПа

10

1659

1652

1647

1642

1639

1636

1635

1626

1622

359

285

240

209

188

172

159

128

117

20

1675

1669

1665

1660

1657

1655

1652

1646

1643

422

340

290

256

232

214

200

168

155

30

1689

1685

1681

1678

1675

1673

1671

1665

1663

488

398

343

306

279

260

245

209

197

40

1703

1699

1696

1694

1691

1689

1687

1683

1681

558

459

399

359

330

308

292

255

242

50

1717

1713

1710

1708

1705

1703,5

1703

1700

1698

632

525

459

415

384

361

343

304

293

Рзаб.=9 МПа

10

1811

1807

1805

1802

1801

1799

1798

1794

1792

452

366

313

277

251

233

218

184

171

20

1818

1815

1813

1811

1809

1808

1807

1804

1802

519

424

366

327

299

278

262

226

213

30

1825

1823

1821

1819

1818

1816

1815

1812

1811

589

488

422

380

350

327

310

272

259

40

1832

1830

1828

1826

1825

1824

1823

1821

1820

665

552

483

437

404

380

362

321

310

50

1838

1836

1835

1833

1833

1832

1831

1829

1828

745

622

547

497

462

436

417

377

368

Рзаб.=8 МПа

10

575

472

409

367

337

315

285

259

247

20

650

539

469

423

391

367

348

308

296

30

730

608

533

483

448

422

403

362

352

40

816

683

602

548

510

483

463

422

417

50

908

761

676

619

578

550

529

435

495

Рзаб.=7 МПа

10

909

759

667

607

565

535

513

474

479

20

1032

867

767

701

656

624

602

573

605

30

1171

989

880

810

763

732

711

714

906

40

1328

1129

1012

938

892

863

850

-

-

50

1509

1293

1169

1095

1054

1037

1046

-

-

10

1243

1046

925

847

793

755

741

689

711

20

1414

1195

1065

979

921

881

856

838

914

30

1612

1370

1227

1137

1078

1042

1019

1066

1460

40

1840

1575

1422

1328

1274

1243

1237

_

_

50

2110

1825

1662

1571

1530

1524

1563

_

_


При определении удельного расхода газа, рабочее давление закачки газа принято равным 8 МПа, диапазон изменения обводненности добываемой продукции принят с 10 % до 50 %.

Графически зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности добываемой продукции при разных значениях забойного давления отображена на рисунках (Рис. 1–3).

Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=11 Мпа

Рис. 1. Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=11 Мпа

Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=10 Мпа

Рис. 2. Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=10 Мпа

Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=9 Мпа

Рис. 3. Зависимость удельного расхода газа от дебита жидкости и обводненности. Рзаб.=9 Мпа

Проведенные расчеты показали, что для обеспечения низких значений забойного давления потребуются более высокие удельные расходы.

Анализ результатов расчета показывает, что при достижении обводненности добываемой продукции 60–70 %, удельный расход газа увеличивается в 2–3 раза по сравнению с удельным расходом при переводе на газлифт при обводненности 30 %. Поэтому, после достижения обводненности добываемой продукции скважин 60–70 %, скважины экономически целесообразно переводить на насосную эксплуатацию, технологически с обводненности более 70–80 %.

Таким образом при оптимизации работы действующего фонда газлифтных скважин и разработки режимов работы планируемых к вводу скважин на месторождении необходимо учитывать удельный расхода газа в зависимости от обводненности добываемой продукции скважин при разных значениях забойного давления.

Литература:

  1. Нгиа Т. Т., Велиев М. М. Газлифтная эксплуатация скважин. — СПб.: Недра, 2016. — 384 с.
  2. Опыт оптимизации газлифтного фонда скважин в условиях ООО «Газпромнефть-Оренбург» / А. А. Шушаков, В. В. Ульянов, А. Е. Кучурин [и др.] // РRОнефть. — № 1 (7). — 2018. — С. 64–67.
  3. В. В. Ульянов, А. Е. Кучурин, Е. А. Кибирев, Д. В. Генералов, А. М. Дунаев. Развитие газлифтного способа добычи нефти на восточном участке оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения // РRОНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2018 — № 4(10). — С. 36–38.
  4. Бабников С. А. Газлифтный способ добычи нефти, бескомпрессорным методом на Ванкорском нефтяном месторождении. Красноярск, 2016. 87 с. URL: httр://еlib.sfu-krаs.ru/hаndlе/2311/27696.
  5. Ермолаев А. И., Моисеев В. В., Шулятиков В. И. Методика выбора обводняющихся газовых скважин для применения газлифта // Вести газовой науки. 2018. № 1 (33). С. 71–76. URL: httрs://суbеrlеninkа.ru/аrtiсlе/n/mеtоdikа-vуbоrа-оbvоdnуауusсhihsуа-gаzоvуh-skvаzhin-dlуа-рrimеnеniуа-gаzliftа.
  6. Сагитов Д. К., Буй Д. Х. Повышение эффективности работы газлифтной скважины в промысловых условиях // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы Международной научно-практической конференции. Уфа, 2014. С. 33–35.
Основные термины (генерируются автоматически): удельный расход газа, дебит жидкости, забойное давление, добываемая продукция, добываемая продукция скважин, обводненность, достижение обводненности, зависимость, способ добычи нефти, компрессорный газлифт.


Ключевые слова

эффективность, дебит, обводненность, газлифт, расход газа
Задать вопрос