Особенности эксплуатации месторождений при газлифтной добыче нефти

Федосов, Никита Евгеньевич; Алекина, Елена Викторовна

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:

Нгиа Т. Т., Велиев М. М. Газлифтная эксплуатация скважин. — СПб.: Недра, 2016. — 384 с.
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.
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.
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.
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.
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.

Особенности эксплуатации месторождений при газлифтной добыче нефти

Библиографическое описание:

Ключевые слова

Похожие статьи

Похожие статьи

Ответим на ваш вопрос!