2 – импульсный газлифт - Диссертационный совет
advertisement
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» УДК 622.276.76 На правах рукописи Буй Дык Хиен ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ В ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИНАХ УПРАВЛЕНИЕМ СТРУКТУРОЙ ПОТОКА Специальность 25.00.17 ‒ Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель ‒ кандидат технических наук Сагитов Дамир Камбирович Уфа – 2014 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………...….….. ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»…...…………….. 1.1. Способы подъема продукции скважин…………………………..……. 1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин……………………………………………………..…… 1.3. Основные принципиальные схемы газлифта…………………...…….. 1.4. Типы газлифта……………………………………………..…….……… Выводы по главе 1 ……………………………………………..…..……… ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН……………………………………………… 2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» …………………………………...……. 2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»………………………………………………………………….……… 2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом …………………………………..…………….……. 2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными клапанами………………………………………………………………..….... 2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных скважин…………………………………………………………………..….... 2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама……..… 2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин………………………..…..… 2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок……………………………………..…..… Выводы по главе 2 ………………………………………………………… 4 8 8 14 17 20 28 29 29 31 37 44 49 56 58 61 71 3 ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СОЗДАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН……………………………………………………………..…… 3.1. Режимы работы газлифтных скважин………………………….......….. 3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу………. 3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин………………………………………………………………….…… 3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов…………………………. Выводы по главе 3 ………………………………………………………… ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЕ…………………………………………………………….…. 4.1. О совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации скважин……………………………………………………………………… 4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе……………………………..… 4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока через секции (камеры) переменного объема…………………………….… Выводы по главе 4 …………………………………………………….…… ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.…………………….… БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……..………………………………………………..…….. 73 73 75 80 90 106 107 107 110 115 135 136 138 4 ВВЕДЕНИЕ Актуальность проблемы Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз. Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях. Цель работы – повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем затрачиваемой на совершенствования подъем методов продукции, за снижения счет энергии, дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности. 5 Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Изучение состояния выработки запасов нефти из миоцена, олигоцена, фундамента на примере месторождения «Белый Тигр» и технологического отбора продукции газлифтным способом; 2. Теоретическое и экспериментальное изучение механизма движения и структуры потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах; 3. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, обводненности и количеству точек ввода газа с оценкой эффективности лифтирования по подъему продукции; 4. Исследование режимов лифтирования газлифта при помощи метода математического моделирования и графоаналитических методов для определения максимального и оптимального дебитов; 5. Разработка технологий снижения энергии и расхода газа на лифтирование при подъеме продукции из пласта. Методы решения поставленных задач Решения поставленных задач формировались и реализовывались путем использования численных методов, в частности моделированием подъема трехфазной смеси по трубам, и графоаналитическими методами. Расчеты отдельных технологических показателей лифтирования по подъемным трубам с газлифтом выполнялись на основе известных уравнений газо- и гидродинамики с привлечением современной вычислительной техники (ПЭВМ). Научная новизна результатов работы 1. Теоретически изучены механизм движения и структура потока многокомпонентной смеси в подъемных трубах газлифта, в результате чего установлено, что потери энергии на преодоление сил сопротивления потока происходят из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении потока по стволу. 6 2. Впервые при помощи численных исследований на модели движения многокомпонентной смеси через переменные объемы труб установлено, что при переходе из секции переменного объема (последовательно с меньшего на больший) выделяются 7 зон состояния смеси, включающих зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе из одной секции в другую, соединенную с первой. 3. Для реализации снижения гравитационных сил и средней плотности потока газожидкостной смеси создан диспергатор (патент 118680 РФ), состоящий из набора последовательно диаметров для мгновенного расширения соединенных камер разных потока, установленных на подъемных трубах выше рабочего клапана газлифта и последовательно распределенных по длине лифта. Камеры состоят из набора концентрических патрубков разных диаметров и конечной длины, число которых рассчитывается из условия минимума потерь напора по лифту. Для стабилизации диспергированных частиц на вход диспергатора подается реагент – депрессорная присадка (патент 2503801 РФ). На защиту выносятся: 1. Обоснование графоаналитического метода определения максимального и оптимального дебитов газлифтных скважин; 2. Механизм дополнительного диспергирования многокомпонентной смеси в подъемных трубах; 3. Обоснование размеров и устройства диспергатора; 4. Технология управления газожидкостным потоком в подъемных трубах. Практическая ценность и реализация результатов работы Результаты диссертационной работы используются при разработке нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» в СП «Вьетсовпетро» газлифтным способом подъема продукции. На скважине 7 № 5ХР с расходом газа 95,3 м3 на один кубометр жидкости установка десяти диспергаторов шестиметровой длины через каждые 100 м позволила уменьшить расход газа на лифтирование на 6,2 % с эффектом 20,4 долл. США/сут. Эффект продолжается. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научных и производственных советов в ОДНиГ НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам), УГНТУ (г. Уфа, 2010 г.), Томском политехническом университете (г. Томск, 2012 г.), на международных научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазовых форумов и Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2011-2013 гг.). Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента РФ. Личный вклад автора В рассматриваемых исследованиях, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач, их решение, обобщение полученных результатов, организация промысловых экспериментов на скважинах и их анализ. Автор СП выражает «Вьетсовпетро», ГУП глубокую «ИПТЭР» благодарность и сотрудникам специалистам ООО НПО «Нефтегазтехнология» за внимание и полезные советы, высказанные в процессе работы над диссертацией. 8 ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР» 1.1. Способы подъема продукции скважин Выбор способа подъема и добычи нефти является технико- экономической задачей [35, 65], для решения которой необходимо иметь достаточное количество фактических данных, например, по результатам пробной эксплуатации того или иного способа в условиях конкретного месторождения или использовать большой опыт крупных нефтяных месторождений [63]. Анализ опыта механизированной эксплуатации скважин на других месторождениях, например в России и за рубежом, материалов мировой печати недостатков позволяет различных провести сопоставление механизированных способов преимуществ добычи и нефти. Месторождения Социалистической Республики Вьетнам характеризуются большой глубиной искривленных скважин, например на месторождении «Дракон», поэтому применение штанговых насосов даже не рассматривается [20, 11]. Потенциально могут быть применены самые разнообразные способы добычи продукции скважин на месторождениях «Дракон» и «Белый Тигр». Из возможных способов подъема продукции скважин, прежде всего, необходимо выделить использование гидроприводных (поршневых и струйных) насосов, которые обладают в определенных условиях эксплуатации рядом преимуществ [15, 21, 61, 63], а именно: - процесс спуска и подъема насоса производится путем закачки жидкости; - при помощи гидропоршневых насосов можно добывать нефть из скважин глубиной до 5000 м, а струйных насосов – из скважин глубиной до 2700 м; 9 - искривление ствола скважины практически не влияет на работу насоса; - у струйных насосов отсутствуют движущиеся элементы, что позволяет добывать продукцию, содержащую мехпримеси; - для струйных насосов существует возможность использования воды в качестве рабочей жидкости; - при помощи гидропоршневых насосов можно добывать высоковязкую нефть, так как рабочую жидкость можно подогреть до закачки в скважину; - при использовании гидропоршневых насосов возможно применение химреагентов вместе с рабочей жидкостью. Однако при этом имеются определенные недостатки: - высокие требования к подготовке рабочей жидкости, в особенности – отстуствие мехпримесей и абразивных смесей; - гидропоршневые насосы имеют меньший межремонтный период (МРП) по сравнению со струйными и электроцентробежными, в основном из-за качества подготовки рабочей жидкости; - низкий коэффициент полезного действия (КПД) струйных насосов; - гидропоршневые насосы могут работать устойчиво при давлении на приеме насоса выше давления насыщения, а для обеспечения нормальной эксплуатации струйных насосов требуется давление на приеме насоса не менее 7,0 МПа на глубине, например, 3000 м; - высокая чувствительность к изменению давления в системе сбора. Рассмотрим некоторые положительные и отрицательные стороны эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Можно выделить их следующие преимущества: - возможен спуск в скважину с углом наклона до 8°, однако при этом данная возможность ограничивается глубиной и конструкцией скважины; производительностью (дебитом), 10 - требуется меньше пространства для наземного оборудования по сравнению с гидроприводом, что особенно важно в условиях морских стационарных платформ (МСП); - электроцентробежные насосы не оказывают вредного влияния на окружающую среду, что приобретает особую актуальность при эксплуатации скважин в морских условиях; - использование УЭЦН позволяет производить форсированный отбор жидкости (ФОЖ) по скважинам с высокой обводненностью продукции. Несмотря на определенные преимущества, можно выделить следующие недостатки: - значительное влияние мехпримесей на рабочие органы насоса и подъемные трубы; - высокие затраты на проведение спуско-подъемных операций при ремонте насоса с помощью буровой вышки или самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) в морских условиях; - снижение коэффициента наполнения от наличия свободного газа у приема насоса и высокая температура отрицательно влияют на работу рабочих органов насоса; - УЭЦН не гидродинамических позволяет или исследований частично скважин, затрудняет проведение геофизико-промысловых исследований и обработку призабойной зоны (ОПЗ) [43, 46]. В качестве одной из разновидностей подъема продукции скважин широко применяется газлифтный способ [9, 43, 53]. Среди преимуществ данного способа можно выделить следующие: - на работу системы газлифта мало влияет наличие песка и мехпримесей; - возможность добычи нефти из наклонных скважин с кривизной до 10о; 11 - возможность использования канатной техники для проведения ремонта внутрискважинного оборудования в случае отсутствия буровой вышки; - способ легко позволяет проводить гидродинамические исследования, геофизико-промысловые исследования и обработку призабойной зоны скважин (ПЗС); - возможность подавать химреагенты в скважину совместно с рабочим агентом; - не являются отрицательными факторами наличие свободного газа у башмака насосно-компрессорных труб (НКТ) и высокая температура; - проблема освоения скважин и их перевод на газлифт после прекращения фонтанирования технологически решаются без значительных дополнительных затрат на ремонт; - имеется возможность организации централизованной газлифтной системы, которая позволяет одновременно автоматически управлять рядом скважин; - применение газлифта дает возможность управления технологией периодического газлифта; - устьевое оборудование газлифтных скважин аналогично с фонтанными скважинами, за исключением газораспределительного блока; - в то же время по опыту эксплуатации газлифтные скважины отличаются высокой надежностью эксплуатации. Опыт применения газлифтной эксплуатации на месторождении «Дракон» показывает, что с момента ввода газлифтной системы в эксплуатацию газлифтные скважины работают достаточно стабильно при высокой неоднородности пластов и повышенных глубинах выделения продуктивных пластов [86]. Обоснование выбора преимущественно газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» было связано с тем, что несмотря на решающую роль фонтанного способа добычи нефти на месторождении, 12 наблюдалось постепенное ухудшение условий фонтанирования скважин из-за роста обводненности продукции, что привело к увеличению плотности потока, а также к локальному уменьшению пластового давления, особенно для скважин нижнего миоцена, олигоцена и северного блока фундамента [10, 81]. Поэтому для нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр» возникала актуальная проблема выбора эффективного механизированного способа добычи нефти. Обоснование выбора механизированного способа добычи нефти, например, для условий месторождения «Дракон» (объекты олигоцен и миоцен) было выполнено институтом НИПИморнефтегаз (г. Москва, 1990). На основе расчетов и опыта использования различных механизированных способов в условиях, аналогичных условиям месторождений СП «Вьетсовпетро», с целью выявления условий и возможности применения данных способов на различных объектах (миоцен, олигоцен и фундамент) были испытаны и гидропоршневые насосные установки (ГПНУ) и установки погружных центробежных электронасосов, а на МСП-1 был внедрен бескомпрессорный газлифт (БКГ). С 1991 года на месторождении «Дракон» проводятся опытнопромышленные испытания УЭЦН (фирм «REDA» и «ESP»). В 1995 году с помощью УЭЦН только из 11 скважин было добыто около 40 тыс. т нефти, однако практическое использование УЭЦН на месторождении было затруднено из-за высокого газового фактора, а также необходимости увеличения глубины спуска насоса и температуры добываемой газожидкостной смеси (ГЖС). Кроме того, пространственное искривление скважин и размеры эксплуатационных колонн ограничивали область использования насосов. Конструкция блок-кондуктора (БК) и метеоусловия региона также являются ограничивающими факторами повсеместного внедрения УЭЦН, связанными с обслуживанием и проведением ремонтных работ на скважинах. Поэтому при техникоэкономическом обосновании выбора способа механизированной добычи 13 нефти для месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» СП «Вьетсовпетро», выполненном «НИПИморнефтегаз», сравнивались четыре варианта механизированной добычи [9, 10], в которых за базу был принят газлифтный способ. По вариантам были приняты следующие условия: 1) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины на МСП и БК оборудованы газлифтом; 2) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины оборудованы УЭЦН; 3) все нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины оборудованы УЭЦН с сооружением на блоке-кондукторе ремонтных вышек и объектов жилого комплекса; 4) нефонтанирующие с требуемым дебитом скважины на МСП оборудованы УЭЦН, на блоке-кондукторе – газлифтом. Расчеты показали, что плановые уровни добычи нефти проектными скважинами не реализуются с помощью УЭЦН, в то время как с помощью газлифта из тех же скважин удается обеспечить запланированную добычу нефти. Кроме этого учет всех факторов, прежде всего морских условий, показал, что при использовании УЭЦН реализация плановой добычи нефти бурением дополнительных скважин для компенсации как недобора из-за конструктивных ограничений существующих скважин для спуска высокопроизводительных УЭЦН, так и вынужденных простоев из-за невозможности проведения проигрывает в сравнении ремонтных работ по метеоусловиям, с газлифтом. Кроме того, была учтена необходимость строительства и эксплуатации ремонтного цеха УЭЦН, реконструкции БК с дополнением ремонтных вышек и объектов жилого комплекса, транспорта газа на берег, которые в совокупности в техникоэкономических расчетах показали преимущества газлифтного способа как основного механизированного СП «Вьетсовпетро». способа на месторождениях 14 Газлифтный способ, несмотря на высокие начальные капитальные вложения, в морских условиях имеет следующие технологические преимущества [24, 63]: 1) широкий диапазон изменения дебитов – от 50 до 2000 т/сут, при дебитах менее 50 т/сут проводится периодическая эксплуатация; 2) гибкость при регулировании отборов жидкости из скважин и возможность полной автоматизации процесса; 3) добыча нефти с высокими температурой и газовым фактором из глубоких наклонно-направленных скважин; 4) создание условий гарантированного освоения скважин после бурения и капитального ремонта; 5) большой МРП (2…3 года) и возможность проведения обработок призабойных зон, ремонтных работ и полного комплекса гидродинамических исследований без подъема НКТ. 1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин Как было показано выше, газлифтный способ является одним из главных СП механизированных «Вьетсовпетро», для способов скважин, не добычи, применяемых самофонтанирующих и в не обеспечивающих требуемый дебит. При этом ставилась задача обоснования выбора газлифтного способа как основного. Метод заключается в том, что газ высокого давления нагнетают в скважину с целью увеличения энергии, необходимой в процессе подъема жидкости с забоя скважины на поверхность. В данной главе рассматриваем только принципы работы газлифтного способа, применение, преимущества и недостатки каждого метода эксплуатации. Другие принципы, связанные с газлифтным способом, будут детально рассмотрены в следующих разделах [20]. В скважине, эксплуатируемой газлифтным способом, зачастую имеется две колонны труб, по одной из которых нагнетается рабочий агент (газ или 15 воздух), а другая, называемая газлифтным подъемником, используется для подъема газожидкостной смеси на поверхность земли (рисунок 1.1). В нерабочем состоянии жидкость в трубах и в скважине будет находиться на одном уровне, который называют статическим Нст (рисунок 1.1, а). Уровень жидкости в скважине отсчитывается от устья. Давление на забое скважины глубиной Н и столбом высотой (Н – Нст) будет равно пластовому давлению: Рпл ( Н Н ст ) ж g , (1.1) где Н – глубина скважины; Нст – статический уровень; ρж – плотность жидкости; g – ускорение силы тяжести. Продукция а) б) а) остановленная скважина; б) скважина в работе Рисунок 1.1 – Схема газлифтной скважины Если по нагнетательным трубам подавать газ, то последний, вытеснив сначала всю находящуюся в них жидкость, начнет поступать в подъемные 16 трубы и перемешиваться с ней. Плотность такой смеси будет значительно меньше первоначальной плотности жидкости, вследствие чего уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше подают газа в подъемные трубы, тем меньше плотность газожидкостной смеси и тем на большую высоту она поднимется. Высота подъема смеси зависит также от степени погружения подъемных труб в жидкость. Если они спущены под уровень жидкости на малую глубину, то нагнетаемый газ может прорваться сквозь небольшой столб жидкости, и жидкость практически не будет выноситься на поверхность. Таким образом, принцип действия газлифтного подъемника для условий СП «Вьетсовпетро» заключается в газировании жидкости в колонне подъемных труб и уменьшении ее средней плотности. При непрерывной подаче газа в подъемные трубы газированная жидкость поднимается до устья скважины и подается к поверхностному коллектору. При нагнетании газа или воздуха в нагнетательный трубопровод в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление: р заб ( Н Н дин ) ж g (1.2) . Положение статического и динамического уровней определяется соотношениями, которые вычисляются по результатам гидродинамических исследований: Н ст Н рпл /( ж g ) , (1.3) Н днн Н р заб /( ж g ) . К основным величинам, входящим в расчетные формулы для проектирования газлифтной установки, относятся глубина погружения газлифтного подъемника под динамический уровень жидкости, высота подъема жидкости и относительное погружение. Дадим некоторые определения, которые будем далее широко использовать, в соответствии с рисунком 1.1, на котором приведена 17 расшифровка принятых обозначений. Глубина погружения h – это высота столба негазированной жидкости, соответствующая давлению pбаш у башмака подъемника во время работы скважины: h рбаш /( ж g ) . (1.4) Высота подъема h0 – это расстояние от динамического уровня жидкости до устья скважины во время работы (рисунок 1.1): ho L h . (1.5) Отношение глубины погружения ко всей длине подъемника называется относительным погружением: hот h / L . (1.6) В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления газа. На основе заданного рабочего давления относительное погружение определяют по следующей формуле: hотн р раб / ж gL (1.7) , где рраб – давление нагнетаемого агента его в точке ввода в подъемные трубы. 1.3. Основные принципиальные схемы газлифта В соответствии с конкретными условиями эксплуатации скважин различают следующие схемы газлифта [53, 66]: - по числу спускаемых рядов труб – однорядные и двухрядные; - по направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную схемы. Преимущество однорядной схемы газлифта заключается в экономии количества насосно-компрессорных труб. Но пульсации, возникающие при работе, вызывают разрушение пласта (изменение структуры порового пространства) и снижают прочность труб. При двухрядной схеме газлифта спускаемые до интервала перфорации наружные трубы имеют диаметры 73…102 мм, а малые внутренние трубы диаметрами 48…73 мм спускаются ниже уровня жидкости, 18 соответствующего рабочему давлению компрессного газа. При двухрядной схеме газлифта наружная колонна НКТ может быть одного размера по всей длине или ступенчатая. Ступенчатая схема конструируется с целью уменьшения затрат на трубы и увеличения скорости потока ниже башмака колонны подъемных труб. Её недостатки в том, что невозможно изменять глубину погружения внутренних труб, и создаются трудности при исследовании скважины. Центральная система При центральной системе (рисунок 1.2) компримированный газ нагнетают по центральной колонне труб (внутренние трубы), а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству между внутренними и наружными трубами до устья скважины. Основные преимущества системы – низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважины. Внутренние трубы называют компрессорными трубами, а наружные трубы – подъемными. Центральная система имеет однорядный подьемник (рисунок 1.2, a) и двухрядный подьемник (рисунок 1.2, б, в). Компримированный газ а) Компримированный газ б) Компримированный газ в) а) однорядная система; б) двухрядная прямая система; в) двухрядная ступенчатая система Рисунок 1.2 – Центральная схема 19 Преимущества центральной системы: - пусковое давление низкое, размер труб рациональный; - максимальное использование размеров скважин. Недостатки центральной системы: - возможность разрушения эксплуатационной колонны и обрыва внутренних труб в результате разрушения их муфт при подъеме жидкости, содержащей песок; - уменьшение диаметра труб при подъеме нефти, содержащей парафин, соли и мехпримеси, которые откладываются на их стенках; - трудно применять механические способы для очистки труб от отложений парафинов, солей. Кольцевая система При кольцевой системе (рисунок 1.3), компримированный газ нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренные – подъемными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний – вторым (по порядку спуска колонны НКТ в скважину). Компримированный газ а) Компримированный газ б) Компримированный газ в) а) однорядная система; б) двухрядная прямая система; в) двухрядная ступенчатая система Рисунок 1.3 ‒ Кольцевая схема 20 Кольцевая система также имеет однорядную (рисунок 1.3, a) или двухрядную (рисунок 1.3, б, в) конструкцию. Кольцевая система наиболее распространена благодаря возможности использования механических способов очистки труб от отложений парафинов, солей и позволяет осуществлять подъем жидкости без истирания муфт. Существенный недостаток этой системы – большое пусковое давление, поэтому нужно использовать пусковые газлифтные клапаны. Кроме этого такая схема также осложняет проведение ремонтных работ на скважинах как при текущем подземном, так и при капитальном ремонтах. 1.4. Типы газлифта Способы подачи компримированного газа в скважину, учитывая рекомендации, показанные в [79], разделены на непрерывный и периодический газлифт. Непрерывный газлифт Принципы действия Подача компримированного газа непрерывна, и поток продукции поднимается на поверхность непрерывно (рисунок 1.4). Компримированный газ нагнетают в пространство между эксплуатационной колонной и колонной подьемных труб, а газонефтяная смесь (продукция) поднимается по подъемным трубам на устье скважины. Рассмотрим случай, когда компримированный газ нагнетают в кольцевое пространство (кольцевая система газлифта) (рисунок 1.4). При подаче газа жидкость из межтрубного пространства входит в подъемные трубы через открытые газлифтные клапаны. Уровень жидкости в межтрубном пространстве снижается. При снижении уровня жидкости до глубины L1 газ входит в подъемные трубы через первый газлифтный клапан, вследствие чего плотность газонефтяной смеси в интервале от первого газлифтного клапана уменьшается. 21 Рисунок 1.4 ‒ Приципиальная схема непрерывного газлифта Компримированный газ проходит через первый газлифтный клапан, давление постепенно восстанавливается, и уровень жидкости в затрубном пространстве снижается до глубины L2. Второй газлифтный клапан устанавливается выше глубины L2 (обычно на 20 м) с целью создания необходимого перепада давления, чтобы газ прошел сквозь второй газлифтный клапан. С этого момента сжатый газ одновременно должен проходить через первый и второй клапаны. Если объем газа в наружных трубах меньше суммы расхода газа, проходящего через два клапана, то давление в наружных трубах будет уменьшаться. Уменьшение давления до величины закрытия первого клапана приводит к его закрытию, и компримированный газ входит во второй клапан. Таким образом уровень жидкости снижается до третьего клапана, и этот процесс повторяется пока уровень жидкости в наружных трубах не снизится до глубины установки рабочего клапана. 22 Рассмотрим некоторые отличительные признаки, как положительные, так и отрицательные, присущие этому типу технологии. Область применения Непрерывный газлифт применяется для скважин, характеризующихся: - высоким дебитом жидкости; - наличием песка; - высокой обводненностью продукции; - высоким пластовым газовым фактором; - высокой температурой пласта. Преимущества и недостатки Преимущества непрерывного газлифта следующие: - энергия компримированного и попутного газов на устье скважины используется для продолжения транспортировки продукции по сборному коллектору и обработки; - благодаря стабилизации подачи компримированного газа и дебита скважины осложнения в процессе добычи нефти уменьшаются; - простое регулирование подачи компримированного газа. Основные недостатки непрерывного газлифта – невозможность эксплуатации скважин при низком коэффициенте продуктивности, низком уровне жидкости, низком пластовом давлении. Периодический газлифт Практика добычи нефти непрерывным газлифтным способом показывает, что с коэффициентом относительного погружения меньше, чем 0,5…0,6 д.ед. по отношению к динамическому уровню столба жидкости, удельный расход компримированного газа резко увеличивается. Это снижает эффективность работы скважин. Повысить эффективность работы непрерывного газлифта можно уменьшением диаметра подъемных труб, но на практике это мало применяется. Наиболее практичен и эффективен переход на периодический газлифт. 23 Периодический газлифт основывается на подъеме пробок жидкости – циклической комбинации газирования пробок жидкости с подъемом газированных пробок жидкости на поверхность компримированным газом. Принципы работы Цикл работы периодического газлифта показан на рисунке 1.5. а) в) б) г) Рисунок 1.5 ‒ Схема эксплуатации скважины периодическим газлифтом Принцип действия периодического газлифта включает в себя три стадии. Стадия накопления: на этой стадии при открытом обратном клапане добываемая продукция, поступая из пласта, накапливается в колонне подъемных труб. Вся система управления периодическим газлифтом на поверхности закрыта (рисунок 1.5, a). Стадия нагнетания компримированного газа: при уравнивании давления столба жидкости и пластового давления система управления на 24 поверхности открывается для подачи компримированного газа в скважину. В это время обратный клапан закрывается, чтобы жидкость не уходила в пласт. Под давлением компримированного газа рабочий клапан открывается, газ входит в колонну подъёмных труб и поднимает накопленную пробку жидкости вверх (рисунок 1.5, б). Стадия выброса скважинной продукции на поверхность: во время подъёма жидкой пробки до устья скважины система управления и рабочий клапан открыты (рисунок 1.5, в). Когда жидкая пробка полностью входит в выкидной коллектор на поверхности, давление в колонне подъёмных труб снижается, вследствие чего система управления и рабочий клапан закрываются. Начинается новый цикл (рисунок 1.5, г). Область применения Периодический газлифт имеет наибольший эффект для скважин с низким динамическим уровнем и низким дебитом, находящихся при сложных условиях эксплуатации (возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО)) [46, 79]. Возможные сочетания параметров пласта и скважины, требующих перевода на периодический газлифт: - низкое забойное давление и низкий коэффициент продуктивности; - низкое забойное давление, но высокий коэффициент продуктивности. Преимущества и недостатки Преимуществом периодического газлифта являются малые затраты на оборудование скважины и на настройку системы управления. При периодической подаче газа увеличивается температура жидкости, что исключает образование АСПО на стенках НКТ. Основными недостатками являются: - невозможность перевода на периодический газлифт скважин при диаметре НКТ меньше 1 ¼ дюйма; 25 - пульсации давления на забое скважины могут создать опасные условия разрушения ПЗП и выноса песка; - требуется высокая точность управления процессом закрытия и открытия газлифтных клапанов; - имеющаяся система управления процессом работает по времени, но не по параметрам входящих и выходящих потоков. Это осложняет выбор оптимального режима эксплуатации скважины и требует высокой квалификации работников; - низкая эффективность при эксплуатации скважин, имеющих уровень жидкости на большой глубине, и при переменном диаметре НКТ из-за существенных утечек при выбросе пробки жидкости. Из анализа рассмотренных работ непрерывный газлифт является более предпочтительным. Поэтому целесообразно рассмотреть действующую схему газлифта на месторождениях СП «Вьетсовпетро» в определенной хронологии. Рассмотренные технологии применения газлифта согласно подробному анализу достоинств и недостатков убеждают в том, что в практических условиях могут быть использованы как технологии непрерывного, так и периодического газлифта, выбор которых определяется технико- экономическим обоснованием. Рассмотрим некоторые технологические приемы и применяемое оборудование, используемые в технологиях газлифта. Так, подготовка к компрессорной добыче нефти ведется в СП «Вьетсовпетро» с 1993 года, когда в пяти скважинах нижнего миоцена МСП-1 был внедрен бескомпрессорный газлифт. Рабочим агентом для БКГ служит нефтяной газ из скважины-донора № 4031 фундамента. В 1995 году из БКГ-скважин добыто около 24 тыс. т нефти. БКГ-эксплуатация скважин на МСП-1 показала технологичность способа при отборе жидкости. Несмотря на незначительную добычу нефти с помощью БКГ, его использование способствует более рациональной разработке нижнего миоцена, а также 26 накоплению опыта эксплуатации газлифтного оборудования и подготовке вьетнамского персонала к компрессорной добыче нефти [13, 34, 65]. Схемы газлифтного оборудования показаны на рисунках 1.6, 1.7. Из данных схем видно, что оборудование устьев и скважин прошло начальную модернизацию, что увеличило их надежность при эксплуатации. Рисунок 1.6 ‒ Конструкция внутрискважинного оборудования газлифтных скважин с пакером 27 Мандрели-клапаны Глубина Хвостовик Рисунок 1.7 ‒ Конструкция внутрискважинного оборудования газлифтных скважин без пакера Эксплуатация скважин на морских гидротехнических сооружениях (морских стационарных платформах или блок-кондукторах) месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» имеет свои особенности. Скважины, вводимые в 28 эксплуатацию из бурения как фонтанные, оборудуются внутрискважинным оборудованием (ВСО), включающим пакер, циркуляционный клапан, клапанотсекатель, газлифтные мандрели, заглушенные пробками, термокомпенсатор (рисунки 1.6, 1.7), ниппели [66]. Однако КПД газлифтного способа ограничивается в пределах 0,76…0,82 д.ед. При повышении обводненности продукции до значения, при котором прекращается фонтанирование, резко увеличивается плотность продукции, появляется необходимость в дополнительной энергии на подъем жидкости; это является основной причиной низкого КПД также и при переводе на газлифтный способ отбора продукции. Поэтому преимущества газлифтного перед другими способами характеризуются не только КПД лифтирования, но и технико-экономическими показателями. Выводы по главе 1 1. Выявлены преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти по сравнению с другими способами подъёма жидкости из скважин в условиях морских месторождений Вьетнама. 2. Созданное и модернизированное оборудование для технологии газлифтного способа подъема продукции из скважин, которые конструктивно выполнены как с пакером, так и без пакера, показали высокую работоспособность. обосновывается Очевидность тем, что для преимущества перевода такой скважин, технологии прекративших фонтанирование, на газлифт не требуется проведения дополнительных спуско-подъемных операций при капитальном ремонте скважин. В соответствии с отмеченными выводами постановку задачи исследования можно сформулировать в следующем виде: «Повышение эффективности эксплуатации скважин с газлифтом путем совершенствования методов снижения энергии по подъему продукции за счет дополнительного снижения ее плотности». диспергирования газожидкостной смеси и 29 ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН 2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» На Северном и Центральном сводах месторождения выделено три основных эксплуатационных объекта разработки в отложениях 23-его горизонта нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента [48]. Разработку залежей нефти в отложениях верхнего олигоцена признано осуществлять возвратным фондом скважин, 24-ый горизонт нижнего миоцена является объектом приобщения [49, 65, 83]. Характеристика и обзор состояния выработки запасов даны на основании опубликованных работ [12, 14] и проектов, выполненных институтом НИПИморнефтегаз. Так, начальные геологические запасы нефти, принятые в расчётах, в общей сложности составляют 506,3 млн т, в т.ч. категорий: B+C1 – 422,2 млн т, С2 – 84,1 млн т, или 16,6 % от суммарных запасов. Кроме того, при проведении перспективной оценки развития месторождения приняты начальные балансовые запасы нефти в продуктивных отложениях нижнего миоцена, олигоцена и фундамента южного блока в количестве 22,1 млн т, в т.ч. категории С2 – 14,6 млн т, или 66 %, и в отложениях нижнего олигоцена западного крыла структуры в количестве 9,97 млн т, в т.ч. категории С2 – 7,2 млн т, или 72 %. Объект «нижний миоцен» В отложениях нижнемиоценового возраста выделено два расчетных участка, приуроченных к центральному и северному сводам структуры. Начальные геологические запасы нефти, принятые для расчета, в сумме по участкам составляют 19138 тыс. т, и основная их часть (95,7 %) отнесена к категориям B+C1. Продуктивные пласты (0+1, 2, 3+4) 23-его горизонта 30 объединены в один эксплуатационный объект, разработка их осуществляется совместно, единым фильтром. Продуктивный 24-ый горизонт является объектом приобщения. Объект «олигоцен» В отложениях олигоценового возраста выделено два расчетных участка: в блоках I, II, III продуктивных горизонтов нижнего олигоцена и продуктивных горизонтов верхнего олигоцена, имеющих линзовидное распространение по площади месторождения. Продуктивные пласты нижнеолигоценового возраста (VI+VIa; Северного VII+VIII; свода IX; объединены X+XI) в один эксплуатационный объект, и разработка их осуществляется совместно, единым фильтром. Для технологических расчетов принимаются все запасы нефти 35291 тыс. т, в т.ч. запасы категорий B+C1 занимают 91,4 %. Залежи нефти разрабатываются с применением очагово-избирательной системы заводнения. В третьем блоке часть запасов нефти категории С2 и частично категорий B+C1 к настоящему времени не охвачены процессом активной разработки. Залежь нефти в отложениях верхнего олигоцена рассматривается как второстепенный эксплуатационный объект, и формирование сетки скважин будет производиться по мере их выбытия с отложений фундамента и нижнего олигоцена. Для этих целей предполагается использовать скв. 64, 65, 68, 69, 93, 102, 813 и, возможно, другие. Разработку планируется осуществлять на естественном режиме вытеснения. Объект «фундамент» Начальные геологические запасы нефти Северных и Центрального блоков, принятые для проведения расчётов, составляют 447000 тыс. т, в т.ч. категорий: B+C1 – 366841 тыс. т (82 %). 31 На дальнейший период основные принципиальные положения внедряемой системы разработки сохранены и заключаются в следующем: - поддержание пластового давления в кровле центрального блока (абсолютная отметка -3050 м) на уровне 24…25 МПа. На отдельных участках залежи северного свода допускается снижение пластового давления ниже давления насыщения; - нагнетание воды рекомендовано производить в интервалы абсолютных отметок ниже -4000 м, зона отбора – выше -3500 … -3600 м; - в качестве механизированного способа эксплуатации применить компрессорный газлифт; - предельная обводненность при отключении добывающих скважин – не менее 90 %. Для проведения расчётов коэффициент эксплуатации скважин по всем эксплуатационным объектам принимается равным 0,95 вне зависимости от способа эксплуатации и назначения скважин. 2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр» Выбор расчётных вариантов разработки эксплуатационных объектов месторождения выполнен в соответствии с технологической схемой [83]. Объект «нижний миоцен» Анализ текущего состояния разработки показывает, что залежи нефти находятся на поздней стадии разработки с падающей добычей нефти, основной фонд эксплуатационных скважин сформирован, и бурение новых скважин не планируется. Поэтому для проведения технологических расчетов предлагается один вариант довыработки запасов нефти с системой поддержания пластового давления (ППД), выполненной по очаговоизбирательной системе. Основным направлением совершенствования 32 системы разработки является увеличение фонда скважин за счет возврата выбывающих с нижележащих эксплуатационных объектов. Основные исходные характеристики расчетного варианта разработки залежей нефти нижнего миоцена приводятся в таблице 2.1, в которой в виде основного способа эксплуатации принят фонтанный с последующим переводом на компрессорный (газлифт). Таблица 2.1 ‒ Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки в отложениях нижнего миоцена № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Характеристики Начальные балансовые запасы нефти, принятые при проектировании, тыс. т, в т.ч. категории: В+С 1 , С2 Проектная система воздействия Проектный фонд скважин: - добывающих - нагнетательных Ввод скважин (возвратных) в разработку: 2004 г. 2006 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2012 г. 2013 г. Проектная интенсивность воздействия Способы эксплуатации скважин Минимальное давление на устье добывающих скважин, МПа Максимальное давление нагнетания, МПа Предельная обводненность при отключении скважин, % Режим разработки залежи Центральный Северный свод свод Нижний миоцен 8050 8050 11088 19138 10274 18324 814 814 Очагово-избирательная система заводнения 9 2 13 5 22 7 2 2 1 1 2 1 2 0 0 0 0 0 0 0 2 2 1 1 2 1 2 4,5:1 2,6:1 3,0:1 Фонтанный, компрессорный газлифт 1,2 25,0 95 Искусственное и естественное заводнение, Рпл > Рнас 33 Объект «олигоцен» Залежи нефти в блоках I, II, III нижнеолигоценового возраста находятся в начальной стадии падающей добычи, и с 2004 года бурение новых скважин не планировалось, поэтому к рассмотрению предлагается один расчетный вариант, в основу которого положена существующая система разработки. Основным направлением ее совершенствования было бурение трех новых скважин в 2003 году и перевод после отработки с залежи нефти в фундаменте скважин, расположенных в зонах с редким размещением. Исходя из проведенного анализа эффективности системы ППД, на отдельных участках залежей допускается снижение пластового давления ниже давления насыщения и их последующая разработка на режиме истощения. Основной фонд добывающих скважин залежи нефти в отложениях верхнего олигоцена будет формироваться по мере выбытия скважин с нижележащих эксплуатационных объектов, а также фондом существующих скважин. Предусматривается также способ эксплуатации по объекту вначале в режиме фонтанного способа, а затем по мере обводнения и истощения пластовой энергии для фонтанирования перевод на компрессорный (режим газлифта). Основные исходные характеристики расчётного варианта разработки залежей нефти олигоценового возраста приводятся в таблице 2.2. Таблица 2.2 ‒ Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки в отложениях олигоцена № 1 1 Характеристики 2 Начальные балансовые запасы нефти, принятые при проектировании, тыс. т, в т.ч. категории: В+С 1 С2 Нижний олигоцен северного свода 3 35291 32159 3132 Верхний олигоцен 4 4891 4891 34 окончание таблицы 2.2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 2 3 4 Проектная система воздействия Очагово-избирательная Естественный режим система заводнения вытеснения Проектный фонд скважин: - добывающих 42 7 - нагнетательных 11 Ввод скважин (возвратных) в разработку: 2003 г. 2 0 2004 г. 1 1 2008 г. 0 1 2009 г. 0 1 2010 г. 0 1 2012 г. 1 1 2013 г. 0 1 2014 г. 0 1 Проектная интенсивность воздействия 3,8:1 Способы эксплуатации скважин Фонтанный, компрессорный газлифт Минимальное давление на устье добывающих скважин, МПа 1,2 Максимальное давление нагнетания, МПа 25,0 Предельная обводненность при отключении скважин, % 95 Режим разработки залежи Поддержание пластового Режим истощения давления, допускается снижение Рпл < Рнас на отдельных участках Объект «фундамент» Объект «фундамент» является основным объектом разработки месторождения «Белый Тигр» и находится на стадии максимальной добычи нефти. К рассмотрению предлагаются пять основных и девять дополнительных расчетных вариантов. Расчетные варианты различаются между собой плотностью сетки скважин. Рассмотрение этих вариантов является продолжением начатого в предыдущей технологической схеме 1998 года анализа по выявлению оптимального количества скважин, обеспечивающих максимальную 35 выработку запасов нефти и наиболее благоприятные технико-экономические показатели. Во всех вариантах предусматривается выполнение геологотехнических мероприятий по совершенствованию системы разработки. Местоположение и количество новых гидротехнических сооружений (БК, МСП) для бурения скважин обосновывается в главах по обустройству месторождения. Первый (базовый) вариант по общему количеству пробуренных и намечаемых к бурению скважин практически соответствует утвержденному варианту третьей технологической схемы, составленной в 1998 году. Всего планируется пробурить 25 скважин, и скв. 817, 917 добурить с отложений нижнего миоцена, в т.ч. 17 добывающих и 10 нагнетательных. Фонд скважин, пробуренных на эту залежь, составит 146 скважин. Проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 129 скважин (90 добывающих и 39 нагнетательных). В этом варианте используются все проектные ячейки на МСП и БК. Во втором варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство трех новых БК, и в период 2003-2009 гг. – дополнительное бурение 27 новых скважин, из которых 19 добывающих и 8 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 171 скважину, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 156 скважин (110 добывающих и 46 нагнетательных). Кроме того, предусматривается девять резервных ячеек для бурения дополнительных скважин. В третьем варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство пяти новых БК, и в период 2003-2010 гг. – дополнительное бурение 48 новых скважин, из которых 37 добывающих и 11 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 192 скважины, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 177 скважин (128 добывающих и 49 нагнетательных). Имеется 15 резервных ячеек для бурения дополнительных скважин. 36 В четвертом варианте в дополнение к базовому намечается строительство девяти новых БК, и в период 2003-2013 гг. – дополнительное бурение 17 72 новых нагнетательных. скважин, Общий из которых эксплуатационный 55 добывающих фонд возрастет и до 216 скважин, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 201 скважину (145 добывающих и 56 нагнетательных). Имеется 27 резервных ячеек для бурения дополнительных скважин. Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки залежи нефти фундамента приводятся в таблице 2.3. Таблица 2.3 ‒ Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки залежи нефти в фундаменте № 1 1 2 3 4 Характеристики Вар. 1 3 Варианты Вар. 2 Вар. 3 4 5 Вар. 4 6 2 Начальные балансовые запасы нефти, принятые при проекти447000 ровании, тыс. т 366841 в т.ч. категории: В+С 1 80159 С2 Проектная система воздействия Поддержание пластового давления закачкой морской воды в подошвенную зону фундамента ниже -4000 м Проектный фонд скважин: 129 156 177 201 добывающих 90 110 128 145 нагнетательных 39 46 49 56 Ввод скважин после бурения: 2003 г. 11 11 11 11 2004 г. 7 7 7 7 2005 г. 4 9 8 9 2006 г. 2 11 11 11 2007 г. 6 13 13 2008 г. 2 7 15 22 2009 г. 1 3 3 12 2010 г. 5 10 2011 г. 2 2012 г. 1 1 2013 г. 1 1 - 37 окончание таблицы 2.3 1 5 6 7 8 9 10 11 12 2 3 5 6 4 Проектная интенсивность воздействия 2,4:1 2,4:1 2,6:1 2,6:1 Способы эксплуатации скважин Фонтанный, компрессорный газлифт Минимальное давление на устье На МСП – 1,2 МПа; на БК – 2,0 МПа добывающих скважин, МПа Максимальное давление 25,0 нагнетания, МПа Предельная обводненность при 90 отключении скважин, % Коэфф. экспл. скв.: механизиров. 0,95 0,95 нагнетания Коэффицент компенсации, % 100 (для Центрального блока) Режим разработки залежи Поддержание Рпл в кровле (абс. -3050 м) выше Рнас на 1 МПа. На Северных блоках допускается Рпл < Рнас. Как и по другим объектам (миоцен, олигоцен), по фундаменту также предусматривался до 2013 года пуск скважин фонтанным способом, но по мере обводнения и прекращения фонтанирования скважины были переведены на компрессорный (газлифт). 2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом Эксплуатация скважин на морских гидротехнических сооружениях (морских стационарных платформах или блок-кондукторах) месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» имеет свои особенности. Скважины, вводимые в эксплуатацию из бурения как фонтанные, оборудуются внутрискважинным оборудованием, включающим пакер, циркуляционный клапан, клапанотсекатель, газлифтные термокомпенсатор, ниппели. мандрели, заглушенные пробками, 38 Информативное обеспечение газлифтных скважин путем их исследования В течение последних лет специалистами СП «Вьетсовпетро» проводились мероприятия по оценке и оптимизации режимов работы скважин. Объем таких мероприятий ограничен условиями разработки, техническим состоянием скважин, возможностями применения канатной техники и другими организационно-техническими факторами. Для выработки рекомендаций по оптимизации режимов работы газлифтного фонда скважин нами были рассмотрены материалы гидродинамических исследований (ГДИ), эхолотирования, поинтервальных исследований, а также конструкции и техническое состояние 114 действующих скважин. Учитывая важность тематики, решением XXXVI заседания Совета СП «Вьетсовпетро» были выделены средства на привлечение сторонних организаций на условиях тендера для выполнения НИР «Разработка и внедрение технологии динамической оптимизации работы групп газлифтных скважин и рациональной компоновки ВСО». В 2010 году планировалось подписать и завершить контракт [10, 34]. Проанализируем основные виды исследований, проведенные совместно с автором. Процедура анализа режимов работы газлифтных скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» неоднократно излагалась в материалах отчетов ОДНиГ НИПИморнефтегаз. Методической базой для поскважинного анализа служит лицензионное обеспечение компьютерным программным приложением WellFLO. Исходными данными для расчета являются параметры: - глубина замера, м; - забойное давление, МПа; - пластовое давление, МПа; - расход компримированного газа, тыс. м3/сут; - дебит попутного газа, тыс. м3/сут; 39 - дебит нефти, т/сут; - дебит жидкости, м3/сут; - затрубное давление, МПа; - буферное давление, МПа; - температура пластовая, оС. В качестве входных переменных в расчетах используются следующие показатели: физические свойства нефти, воды и газа, температура, инклинометрия ствола скважины, компоновка эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, типоразмеры мандрелей и газлифтных клапанов. Программное приложение WellFLO позволяет: - выполнить проект газлифтной установки по двум схемам, одна из которых использует существующую расстановку мандрелей, другая – предполагает новую; - оптимизировать показатели работы скважины по одному из нескольких параметров; - выявить неисправные или неправильно подобранные газлифтные клапаны; - определить место нарушения герметичности колонны НКТ; - рассчитать возможное повышение дебита по двум направлениям – изменение расхода компримированного газа и увеличение глубины его ввода; - наиболее эффективным образом распределить объем компримированного газа по скважинам; - дать оценку периоду завершения фонтанной эксплуатации и переводу скважины на газлифт. В процессе анализа режимов работы конкретных газлифтных скважин с целью оптимизации газлифта учитываются их индивидуальные особенности: - состояние и положение забоя; - сроки ввода и период эксплуатации скважины; 40 - техническое состояние скважины; - полнота информации о гидродинамической связи скважины с пластом; - возможности проведения канатных работ. Период исследований, за который возможна адекватная оценка текущих параметров пласта с целью оптимизации газлифта, ограничен. Для качественной оценки действующего режима работы газлифтной скважины важную информацию дают поинтервальные исследования. Поинтервальные замеры давления и температуры в НКТ выполнены в 19 скважинах. Подчеркивая необходимость повышения числа поинтервальных исследований, нельзя не признать, что комплексные исследования (замеры забойного и пластового давлений) и проведение эхолотирования (определение глубины ввода газа в НКТ) остаются важным источником информации, необходимой для оптимизации режима работы газлифтных скважин. Выполнено около 105 замеров забойного и 123 – пластового давления [20]. По материалам ГДИ, поинтервальных замеров, эхолотирования рассмотрены и проанализированы режимы работы газлифтных скважин, для которых имеется такая информация давностью не более года. При анализе результаты последнего проведенного эхолотирования интерпретировались в контексте значений затрубного давления с результатами замера уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Несмотря на относительно большой объем поинтервальных исследований, их адресная принадлежность сдерживает своевременную замену неисправных газлифтных клапанов. Так, выполнена всего одна установка газлифтных клапанов по причине прекращения фонтанирования скв. 909 (без предварительных исследований). Практика проведения работ с целью оптимизации режима работы газлифта показала кратковременность действия таких мероприятий в том случае, если не изучены все влияющие на процесс лифтирования факторы. 41 Для анализа основных технологических параметров работы газлифта по состоянию рабочих режимов на 01.01.2010 г. проведено ранжирование всех газлифтных скважин по дебитам, по удельному расходу газа, по степени обводненности продукции, по соответствию точки ввода компримированного газа положению рабочего клапана. С целью ранжирования по удельному расходу газа действующие газлифтные скважины условно разделены на три группы по дебитам: первая группа – скважины с дебитами по жидкости до 30 т/сут; вторая группа – скважины с дебитами по жидкости от 30 т/сут до 100 т/сут; к третьей группе отнесены скважины с дебитами по жидкости более 100 т/сут. Отметим, что снижение дебитов скважин приводит к росту удельного расхода газа. Средний показатель удельного расхода газа по жидкости 65 скважин первой группы равен 661 м3/т, вторая группа в составе 29 скважин потребляет 281 м3/т, и третья в составе 17 скважин – 76 м3/т. Средние суточные дебиты нефти по данным группам скважин составляют 6, 36 и 63 т/сут соответственно. Потери газа в газлифтном цикле по месторождениям «Белый Тигр» и «Дракон» в 2009 году составляют 19,57 млн м3 (по данным отчета ПГО) [16]. На 01.01.2010 г. безводными остаются 20 газлифтных скважин, с обводненностью от 0,5 % до 20 % работают 36 скважин, от 20,5 % до 60 % – 32 скважины, от 60,5 % до 80 % – 11 скважин, выше 80 % – 15 скважин. Три скважины из числящихся в действующем газлифтном фонде самофонтанируют (802/8, 803/8, 904/9). Пять скважин по различным причинам выведены в бездействие. Из всего газлифтного фонда месторождений (по данным ГДИ, эхолотирования, поинтервальных замеров на 01.01.2010 г.) рабочие характеристики 66 скважин не совпадают с проектными, т.е. точка ввода компримированного газа находится выше рабочего клапана. Это обстоятельство предполагает проведение комплексных мероприятий по оптимизации режимов работы газлифта. В мае 2009 года ПТО СП была предложена Программа работ по повышению эффективности работы газлифтных скважин, которая включала, 42 кроме плана проведения работ, группирование газлифтных скважин по различным признакам. При всей важности разработки такой программы с методикой включения отдельных скважин в группы по выявленным проблемам нельзя согласиться, поскольку расчеты по снижению отметки рабочего клапана не обоснованы [52, 61]. В отчетном году ПДНГ с целью оптимизации режимов малодебитных скважин перевели на циклическую эксплуатацию 33 газлифтные скважины, которые работают в режиме «1 сутки работы – 2 суток накопления». При рассмотрении режимов работы скважин дана обобщенная оценка их эксплуатации. На рисунке 2.1 приводится характер падения суммарного дебита нефти данных скважин. Как видно из рисунка 2.1, снижение суммарного дебита нефти по этим скважинам не компенсирует полученную выгоду от экономии компримированного газа. Отражение динамики добычи жидкости в этих же координатах указывает на относительный прирост добычи воды, что, вероятно, связано с накоплением воды на забоях скважин в период их отстоя. Влияние барического фактора пласта нельзя исключить, однако темп падения добычи нефти по всем рассматриваемым скважинам при стабильной добыче жидкости является прямым признаком селективной Уровень добычи за месяц, т репрессии [78]. Месяцы Рисунок 2.1 ‒ Динамика добычи жидкости и нефти циклически включаемыми в работу газлифтными скважинами (с июня по декабрь 2009 года) 43 Оценку полученного результата необходимо интерпретировать по состоянию каждой из скважин. По 27 скважинам добыча нефти не покрывает затрат на транспортирование и подготовку нефти до товарного вида. Суммарное значение расчетного убытка по 34 скважинам выделенной категории составляет за ноябрь 122,13 тыс. USD, или 3,59 тыс. USD на одну скважину [36, 89]. В 2009 году мероприятия по оптимизации режимов газлифта были ограничены двумя выездами специалистов НИПИморнефтегаз и ПДНГ на МСП без проведения канатных работ, проведены исследования и построены регулировочные кривые (с выездом на МСП-7, МСП-5) десяти скважин (скв. 104/5, 108/5, 503/5, 507/5, 509/5, 75/7, 701/7, 703/7, 715/7, 702/7). В качестве примера проводимой оценки и анализа работы газлифтной скважины рассмотрим процедуру перевода скв. 702/7 на газлифт и дальнейшую его оптимизацию. По имеющейся в наличии информации по скв. 702/7 с помощью приложения WellFLO проведен расчет совместной работы пласта и скважины. На рисунке 2.2 представлены расчетные кривые, построенные в координатах «забойное давление – дебит», которые имеют общую точку с кривой притока жидкости из пласта до обводненности 60 %. При дальнейшем росте обводненности эффективный газовый фактор не позволяет обеспечить перелив флюида на устье скважины. Этот факт свидетельствует о завершении фонтанирования и необходимости перевода скважины на газлифт. В дальнейшем, после перевода скважины на газлифт, выполнена процедура оптимизации режима ее работы с выездом на МСП-7. 44 Газлифт 60 % 50 % Рзаб, атм Газлифт 40 % Фонтанирование 40 % 60 % 50 % Q, м3/сут Рисунок 2.2 ‒ Оценка диапазона фонтанирования и газлифта по результатам расчета совместной работы пласта и скважины 702/7 в зависимости от обводненности продукции 2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными клапанами Следует остановиться на состоянии и анализе работы скважин, оборудованных пилотными клапанами, обеспечивающими периодическую работу газлифта. Проводилось активное замещение работающих непрерывным режимом рабочих газлифтных клапанов малодебитных скважин на клапаны периодического действия, что, по мнению авторов многих публикаций, приводит к существенному снижению удельного расхода газлифтного газа. В течение 2009 года скважина 702/7 была оборудована газлифтным внутрискважинным оборудованием с шестью мандрелями. Расстановка клапанов и давления их зарядки представлены в таблице 2.4 [10]. 45 Таблица 2.4 ‒ Расстановка клапанов и давления их зарядки Номера клапанов Параметры 1 2 3 4 5 6 Глубина установки, м 889 1616 2257 2898 3247 3579 Диаметр седла, дюйм 1/8 1/8 1/8 3/16 3/16 1/4 Давление зарядки, МПа 8,31 8,32 8,33 8,62 8,52 ДКО Скважина эксплуатировала залежь нижнего олигоцена и фонтанировала с параметрами: обводненность 39 %, Qж = 58 м3/сут, Qн = 28 т/сут, Рбуф = 1,1…1,2 МПа, диаметр штуцера – 18 мм. В соответствии с планом после подключения скважины к сети газлифта МСП-7 и перезапуска проведены исследования режимов ее работы. Порядок проведения и результаты исследования представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 ‒ Результаты исследований скв. 702/7 Даты Vг, Tу, Рзат, Рбуф, Qж, Qн, Qг, 3 о 3 3 м /сут С МПа МПа м /сут т/сут м /сут Обв., Уровень жидкости % в затрубном пространстве, м 01.04.09 25000 66 9,7 1,6 420 177 9053 46 02.04.09 20000 66 9,6 1,5 522 236 13585 42 03.04.09 15000 66 9,4 1,3 491 222 17645 42 03.04.09 10000 67 9,3 1,3 413 192 20857 40,5 3561 (м/у 5/6 кл.) 3529 (м/у 5 и 6 кл.) 3563 (м/у 5 и 6 кл.) 3552 (м/у 5 и 6 кл.) Показатели работы скв. 702/7 за период с начала года по 15 мая 2009 г. представлены на рисунке 2.3. 46 Скважина 702/МСП7 (НО) 400 Обводнённость 16000 Дебит жидкости 14000 Расход газа 300 Газлифтная добыча Фонтанная добыча 3 Qн, т/сут; Qж, м /сут 350 18000 Дебит нефти 12000 10000 200 8000 150 6000 100 4000 50 2000 3 250 Vг, м /сут 450 0 23 дек 2008г. 0 7 янв 2009г. 22 янв 2009г. 6 фев 2009г. 21 фев 2009г. 8 мар 2009г. 23 мар 2009г. 7 апр 2009г. 22 апр 2009г. 7 май 2009г. 22 май 2009г. Рисунок 2.3 ‒ Показатели работы скв. 702/7 за период с начала года по 15.05.2009 г. По результатам исследования построена расходная характеристика скв. 702/7, представленная на рисунке 2.4. 600 Дебит жидкости Удельный расход газа 400 300 3 3 Qж, м /сут; R, м /м 3 500 200 100 0 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 Vг, м3/сут Рисунок 2.4 ‒ Расходная характеристика скв. 702/7 по результатам исследования 01.04.2009 г. – 06.04.2009 г. 47 По данным исследований при переводе на газлифт дебит скважины по жидкости при повышенном расходе газа увеличился с 58 до 522 м3/сут, а по нефти – с 28 до 236 т/сут. Уровень жидкости в затрубном пространстве скв. 702/7 на всех режимах закачки газа находится выше ДКО (между 5 и 6 клапанами). При этом затрубное давление остается высоким (в пределах от 9,4 по 9,7 МПа). Подача компримированного газа в НКТ осуществляется через 5-ый пусковой клапан, скважина не разгружается до рабочего клапана. Пластовое и забойное давления по данным ГДИ от 16.03.2009 г. составляют соответственно 29,5 и 21,8 МПа. После перевода скв. 702/7 на эксплуатацию газлифтом с 01.04.2009 г. с расходом газа 10000 м3/сут ее дебит в течение 60 дней работы понизился с 202 до 102 т/сут. Обводненность продукции увеличилась с 38 % до 44 %. Снижение дебита объясняется падением пластового давления вследствие увеличения отборов жидкости и прекращением закачки воды в скв. 700. Принимая во внимание высокое забойное давление, рекомендована замена 5-ого пускового клапана на ДКО с последующим выбором режима подачи компримированного газа [20]. По итогам 2009 года прирост добычи нефти по скв. 702/7 после ее перевода на газлифт составил 13 тыс. т. По результатам анализа параметров эксплуатации газлифтных скважин с учетом планов проведения капитального (КРС) и текущего ремонта скважин (ТРС) 2010 года разработаны мероприятия по оптимизации режимов работы на первую половину 2010 года. При выполнении этих работ необходимо отдавать приоритеты категориям скважин с приростом дебита. По расчетам совместные мероприятия по КРС, ТРС и оптимизации газлифта в первом полугодии 2010 года обеспечили прибавление дебитов по месторождению в объеме 300…350 т нефти в сутки, из них оптимизация газлифта позволяет ожидать дополнительную добычу нефти 65…70 т/сут [11, 52]. 48 Следует остановиться более подробно на состоянии и анализе работы скважин, оборудованных пилотными клапанами, обеспечивающими периодическую работу газлифта [59]. В 2004-2008 гг. проводилось активное замещение работающих непрерывным режимом рабочих газлифтных клапанов малодебитных скважин на клапаны периодического действия, что, по мнению авторов многих публикаций, приводит к существенному снижению удельного расхода газлифтного газа. На месторождении на периодический газлифт было переведено 13 скважин. В настоящее время в связи с заменой ВСО скважина 711 переведена на непрерывную работу. На четырех скважинах (скв. 104/5, 605/6, 801/8, 1106/11) имеются непрохождения в НКТ. При этом скв. 104/5 подверглась депарафинизации 52 раза, и в настоящее время работает с дебитом нефти 12 т/сут и дебитом жидкости 17 м3/сут через пусковой клапан. Скв. 801/8 добывает безводную нефть с дебитом 14 т/сут и работает через пилотный клапан. Кроме того, скважины 60/4, 605/6, 708/7, 1001/10, 1106/11, 1119/11 переведены на циклическое включение 1/3, и режимы их работы можно оценить только при полной нагрузке. Скважины 1004/10, 1010/10, 1011/10 по причине низкого притока флюидов включаются в работу 1-3 раза в месяц, и дать оценку работе пилотного клапана не представляется возможным. Скважина 715/7 по причине возросшего дебита (до 40 м3/сут) рекомендована в апреле 2009 года к переводу на непрерывный режим (по состоянию на 01.01.2010 г. не переведена). Работа этих скважин отслеживается ОДНГ «НИПИморнефтегаз» и дается оценка их работе. Следует отметить, что неустойчивая работа пилотного клапана, оценка которой дана до перевода скважин на циклические включения, является основной причиной сбоев периодического режима. Отмечается наиболее благоприятный режим работы периодического газлифта на низкообводненных скважинах. В качестве примера работы периодического газлифта на рисунке 2.5 приводится динамика технологических показателей скв. 715/7. Вертикальная линия на графике отмечает дату установки пилотного клапана. 49 50 45 25000 Vг ( м3/сут) 30000 40 35 Qн (т/сут);Qж (м3/сут);Обв,% 20000 30 25 15000 20 10000 15 10 5000 5 0 10 окт 2006 Дебит нефти Дебит жидкости Обводненность Расход газа 0 28 апр 2007 14 ноя 2007 1 июн 2008 18 дек 2008 6 июл 2009 22 янв 2010 Рисунок 2.5 ‒ Динамика технологических показателей скв. 715/7 до и после установки пилотного клапана Подобные динамические характеристики построены для всех 13 скважин, на которых в разное время были установлены пилотные клапаны. В каждом конкретном случае интерпретировать работу периодического газлифта как эффективную не представляется возможным. Основной причиной такого вывода следует считать низкую достоверность замеров дебитов малодебитных скважин, постоянно меняющиеся режимы эксплуатации этих скважин при низкой толерантности пилотного клапана к изменениям термобарических условий. Одной из причин не проявленного эффекта периодического газлифта также является недостаточно обоснованный выбор скважин для установки пилотного клапана. При выборе скважин для периодического газлифта должен проводится расчет условий выноса воды с забоя [78, 89]. 2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных скважин Используя подходы, показанные нами в главе 2.4, рассмотрим некоторые вопросы оптимизации режимов работы низкодебитных скважин. Известно, что основным экономическим показателем при эксплуатации газлифтных скважин является удельный расход газа: 50 R Vг Qж , (2.1) где R – удельный расход газа, м3/т; Vг – расход газа, тыс. м3/сут; Qж – дебит скважины или группы скважин, т. Существует несколько методов, направленных на снижение удельного расхода газа [42, 46]. 1. Выбор оптимального диаметра лифта. Этот метод реализуется при расчете подземного оборудования газлифтной скважины. Практика показала, что для скважин с дебитом более 300…500 м3/сут наиболее рациональным лифтом является кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной, т.е. центральный газлифт. В области низких дебитов (менее 40 т/сут) расчеты дают оптимальный лифт с диаметрами НКТ менее 2-х дюймов. Однако лифт с малыми диаметрами подвержен более интенсивному отложению парафина, а также промышленностью не выпускается колонный инструмент на соответствующие диаметры НКТ. По этой причине НКТ с диаметрами менее двух дюймов не применяется. 2. В низкодебитных скважинах скорость подъема жидкости в лифте очень малая, в результате чего пузырьки газа, всплывая в жидкости, значительно опережают жидкость, не производя при этом полезной работы. Для создания повышенной скорости в низкодебитных скважинах более рациональной является эксплуатация их периодическим газлифтом. Существует несколько схем периодического лифта: - с отсечением газа на поверхности; - с отсечением газа на глубине; - с постоянной закачкой газа в скважину и периодическим открыванием устья. Периодический газлифт позволяет снизить удельный расход на низкодебитных скважинах на 30…40 %. Кроме того, циклическое воздействие на ПЗС улучшает ее продуктивность. 51 Однако область применения периодического газлифта ограничивается диапазоном дебитов до 40 т/сут и оказывает незначительное влияние на снижение удельного расхода газа в целом по газлифтному комплексу. Промысловые исследования показали, что утечки газа через резьбовые соединения наблюдаются практически во всех скважинах, и величина этой утечки газа составляет 8…10 % от расхода закачиваемого газа. Принимая во внимание что абсолютное значение утечки газа для скважин с различными дебитами одинаково, можно сделать вывод, что удельный расход газа в значительной степени обусловлен негерметичностью НКТ. В низкодебитных скважинах утечки газа составляют 50 % от режимного расхода газа, в высокодебитных скважинах это значение составляет 5…8 %. Для решения вопроса повышения герметичности лифтов используются НКТ с уплотнительными полимерными кольцами, которые располагаются в проточке муфты НКТ. 3. Большое влияние на удельный расход газа оказывает буферное давление, которое в значительной степени зависит от дебита скважины. По высокодебитным скважинам динамическое буферное давление отличается от статического на 0,8…1,0 МПа. Все эти скважины эксплуатируются центральным газлифтом. Кольцевое пространство, по которому производится отбор жидкости, соединяется с затрубной струной через отверстие диаметром 43 мм, в результате чего устьевое давление повышается на 0,8…1,0 МПа. Это приводит к снижению дебита и повышению удельного расхода газа. Для снижения буферного давления отбор жидкости по этим скважинам производится по двухзатрубным струнам. В результате давление уменьшается в среднем на 0,5 МПа, а также снижается удельный расход газа и повышается дебит скважин. 4. Расширение газлифтного способа добычи нефти требует организации и внедрения мероприятий по оптимизации технологических режимов и 52 сокращения расхода рабочего агента. Особенностью ситуации в настоящее время является необходимость оперативно устанавливать режимы для большого фонда скважин. Соответствующие методы оптимизации газлифтного способа добычи нефти основаны, как правило, на результатах исследования отдельных скважин и обладают двумя принципиальными недостатками. Первый недостаток заключается в том, что они не учитывают наличие взаимодействия между скважинами, которое может осуществляться как через пласт, так и через наземные коммуникации подачи рабочего агента. В условиях работы оказалось трудно учесть фактор взаимодействия режимов работы отдельных скважин от режима работы группы скважин по ряду причин. Во-первых, один и тот же пласт зачастую эксплуатируется разными способами добычи. Во-вторых, для того чтобы учесть фактор взаимодействия, требуется обширная геолого-промысловая информация для получения кривых корреляционной зависимости работы скважины от группы скважин в целом. К примеру, для учета влияния интерференции скважин на Самотлорском месторождении были проведены эксперименты с участием специалистов из различных организаций. Выбирались скважины с большим дебитом и высокопроницаемые пласты. Корреляционные зависимости получены не были, но определили, что на работу группы скважин большее влияние оказывает пластовое давление. Был получен вывод, что для более эффективной работы группы скважин следует закачивать количество воды большее, чем количество добытой жидкости или, по меньшей мере, равное количеству добытой жидкости [61, 84]. В-третьих, в ходе другого эксперимента было установлено, что пласты Самотлорского месторождения сильно анизотропны. Эксперимент проводился с использованием радиоактивных изотопов, добавляемых в закачиваемую воду с целью определения времени, необходимого для прохождения нагнетаемой воды от нагнетательных скважин до добывающих. В результате в ряде случаев вода проходила этот путь не за 53 полгода, а за три дня. Иными словами, вода проходила по пласту по каналам, не охватывая значительную площадь пласта. Другой недостаток используемых методов оптимизации газлифтного способа заключается в том, что одновременное проведение исследований все увеличивающегося фонда газлифтных скважин с заданной периодичностью оказывается невозможным или трудновыполнимым из-за ограничения технических и людских ресурсов. Таким образом, возникает задача использования адекватных методов исследования и контроля за работой большого фонда газлифтных скважин. Поэтому наряду с обычными подходами необходимо использовать методы теории больших систем. Системный подход позволяет выявлять и анализировать свойства функционирования составляющих, фонда которые газлифтных при скважин в индивидуальном целом или подходе его остаются невскрытыми, производить регулирование и оптимизацию режимов работы обеспечивающих устойчивую работу группы скважин в заданном диапазоне условий, контролировать и прогнозировать изменение технологических показателей больших групп скважин и всего фонда в целом на различных иерархических уровнях [47]. Применение инженерных решений, в частности, определение необходимых режимов работы скважин, приходится производить в условиях недостаточной информации. Это определяется рядом причин, таких как, например, недостаточная точность замера технологических показателей, трудность учета их изменения, особенности работы технологического оборудования и т.д. Это также делает необходимым применение системных методов, хорошо приспособленных к данной ситуации. Ниже представлен алгоритм решения с использованием системного метода. Правильное перераспределение заданного ресурса газа, обеспечивающее максимальный отбор жидкости действующим фондом газлифтных скважин, представляет определенные требования к правильному формированию массива исходных данных. 54 Таким образом, прежде чем переходить к какому-либо анализу, обработке информационного массива, необходимо проверить исследуемую совокупность исходных данных на присутствие так называемых дефектных точек. Излагаемый ниже способ основан на оценке различных крайних значений информационного массива [55]. Для проверки на дефектность наибольшей величины подсчитывается отношение: X n X n1 , X n X1 (2.2) где Xi значения дебита жидкости. Если получаемая величина меньше величины, взятой из таблицы критических точек для определения дефектности величин, то Хn, или максимальный дебит, считается достоверной величиной и сохраняется в базе данных. Аналогично для наименьшей величины: X 2 X1 . X n X1 X n X n 1 Отношение X n X1 (2.3) позволяет выявить дефектность наибольшей величины в условиях, когда предполагаются дефектными как наибольшая, так и наименьшая величины дебита. По исключению недостоверных замеров с целью восстановления объема информационных массивов следует дополнить их характерными величинами замеров дебита жидкости и расхода газа. При выборе оптимального режима работы газлифтных скважин необходимо учитывать, что назначенный оптимальный режим может быть оптимален лишь короткое время, равное времени взаимодействия скважин, поскольку гидродинамические связи приводят к перераспределению фильтрационных потоков внутри пласта, и назначенный режим, как правило, 55 нарушается. Другой причиной может быть взаимодействие через наземные коммуникации. Изменение расхода нагнетаемого газа в некоторую скважину приводит к изменению режима работы как самой скважины, так и взаимодействующих с ней скважин. Поэтому для правильного назначения оптимального режима необходимо из всего фонда скважин выделить группы взаимодействующих. Изменение режима работы скважины, а также изменение дебита жидкости приведет к изменению буферного давления и, следовательно, к изменению давления в нефтесборном коллекторе. Так как нефтесборный коллектор объединяет несколько кустов скважин, то изменение давления в коллекторе влияет на буферное давление на других кустах, в результате изменяется режим работы этих скважин. Так, например, увеличение дебита высокодебитной скважины приводит к увеличению давления. В результате давление в коллекторе увеличивается, что приводит к увеличению буферного давления на других кустах скважин, что, в свою очередь, приводит к снижению дебита других скважин, а если эти скважины малодебитны то к потерям добычи в них [66]. Поэтому при расчете оптимизации системы газлифтных скважин следует учитывать эти факторы. Назначение технологических режимов для группы скважин должно обеспечивать максимальное увеличение дебитов скважин по нефти и уменьшение расхода рабочего агента, подаваемого на группу скважин. Поскольку газлифтная характеристика скважины связывает между собой расход газа и дебит жидкости, то для обеспечения прироста добычи нефти необходимо иметь связь между дебитами жидкости и нефти. Из-за ограниченного числа замеров обводненности продукции и влияния различных неконтролируемых факторов эта связь носит случайный характер. Исходя из того, что выбор режимов происходит в ситуации неполной определенности, так как абсолютно достоверно предсказать результаты от изменения режимов нельзя, применение решения должно производиться с 56 учетом этого обстоятельства. В ситуации, когда необходимо сделать выбор между режимами с минимальным удельным расходом газа или максимальным дебитом жидкости или некоторым средним между этими режимами, используется один из критериев принятия решения в условиях неопределенности. Одним из подходящих в данной задаче является критерий Гурвица, учитывающий эвристический коэффициент успешности. При этом оптимальный режим выбирается по групповой характеристике, исходя из условия [18]: Qопт.ж Qmax .ж 1 Qmin . уд. расх. , (2.4) где – эвристический коэффициент успешности; Qmax. ж соответствует максимальной величине отбора жидкости; Qmin. уд. расх. – отбор жидкости, соответствующий минимальному удельному расходу газа. Когда приросты дебитов жидкости и нефти равны, = 1, в соответствии с уравнением, оптимальный режим совпадает с режимом максимального дебита. В случае отсутствия приращения дебита нефти при увеличении добычи жидкости ( = 0), оптимальный режим обеспечивает минимум удельного расхода. Для единичной скважины с учетом технологии снижения плотности газожидкостной смеси за счет диспергирования эффект обосновывается снижением энергии на подъем продукции скважин. 2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважин являются отложения асфальтенов, смол и парафинов в насосно-компрессорных трубах и в устьевой арматуре. Сужение проходного сечения лифта может приводить к снижению дебита нефти, к увеличению затрат энергии на подъем 57 пластовой жидкости, и, соответственно, к увеличению удельного расхода газа при газлифтной эксплуатации, а также усложняет проведение технологических операций с внутрискважинным оборудованием. Процесс отложения АСПО в НКТ в большей степени связан со снижением температуры в стволе скважины ниже температуры кристаллизации парафина, что, в свою очередь, является следствием падения дебита скважин. По имеющейся промысловой информации, полученной на скважинах месторождения «Белый Тигр» при работах, связанных с канатными операциями, наиболее интенсивные отложения парафина происходят в колонне НКТ с глубины 800 м до устья скважины. Для удаления уже сформировавшихся отложений в условиях СП «Вьетсовпетро» используются термические методы: пропарка устья и верхней части подвески НКТ и промывка скважины горячей нефтью. В настоящее время выполнено много скважино-операций по очистке внутрискважинного оборудования и устьевой арматуры от АСПО. Проблемными парафиноотлагающими скважинами, где выполняется большинство операций по депарафинизации, являются следующие скважины месторождения «Белый Тигр»: 104/5, 108/5, 503/5, 507/5, 509/5, 1002/10, 1010/10, 1013/10, 1014/10, 1016/10, 1021/10 и 1120/11. В большинстве своем это скважины с дебитами нефти от 16 до 52 т/сут при обводненности от 0 % до 52 %, эксплуатируемые компрессорным газлифтом, в основном с объектами эксплуатации нижнего и верхнего олигоцена (кроме двух скважин с фундамента). В 2009 году простой скважин по причине депарафинизации составил 1310,3 ч, при этом потери добычи нефти составили 1150,7 т. Депарафинизация проводилась на 30 скважинах (на 12 скв. меньше, чем в 2008 году). Наибольшие простои скважин и потери добычи нефти наблюдаются на МСП-5 (480 ч, 445,9 т) и на МСП-10 (436 ч, 427,3 т). Эффективным способом предупреждения отложений парафинов, смол и асфальтенов является добавление в поток пластовой жидкости с помощью 58 дозировочного насоса специально подобранных химреагентов-ингибиторов, предотвращающих образование АСПО [39, 63]. В СП «Вьетсовпетро» в рамках создания новых технологий разработаны технические требования к химическим реагентам для удаления АСПО из НКТ. Ранее на скважинах месторождения «Белый Тигр» были проведены промышленные испытания реагента VDK-CSL для удаления АСПО. В 2008 году проведены опытно-промышленные испытания нескольких химреагентов, из которых выделен наиболее эффективный ингибитор-депрессатор АСПО VX-7484 производства фирмы Nalco (Сингапур). В 2009 году этот же реагент испытан в составе комплексного химреагента (депрессатор-ингибитор АСПО VX-7484 и деэмульгатор Dissolvan 5640), который показал себя наиболее эффективным из трех испытуемых. Советом СП «Вьетсовпетро» на XXXVI заседании в план внедрения новых технологий с привлечением сторонних организаций на 2010-2011 гг. включен пункт 5 «Технология предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методами физико-химического воздействия». 2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин В 2009 году соответствующие работы проводились согласно «Программе проведения опытно-промышленных испытаний комплексных химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин», утвержденной 22.01.2009 г. [9]. Целью данных работ являлось определение наиболее эффективных из испытуемых комплексных химреагентов для последующего их промышленного внедрения. Целью применения комплексных химреагентов являлось: - предотвращение образования АСПО на малодебитных скважинах и увеличение межочистного периода работы этих скважин; 59 - увеличение коэффициента полезного действия (КПД) газлифта, повышение дебитов скважин и возможное сокращение расхода компримированного газа. Испытывались следующие химреагенты: - депрессатор-ингибитор АСПО VX-7484 производства фирмы Nalco; - деэмульгатор Dissolvan 5640 производства фирмы Clariant; - депрессатор-ингибитор АСПО Prochinor AP-783 фирмы СЕСА; - деэмульгатор Prochinor MA-195 фирмы СЕСА; - деэмульгатор DMO-86318 фирмы Baker Petrolite. Физико-химические свойства химреагентов приведены в таблице 2.6. 3 4 5 Деэмульгатор (25 С) (25 С) 0 880 (20 0С) 0 – 950…965 100 (25 С) (25 С) 968 40 (20 С) (38 С) Деэмульгатор 920 24,5 Dissolvan 5640 (20 С) (20 С) Prochinor MA-195 Деэмульгатор DMO-86318 0 0 0 0 0 0 Растворимость Депрессатор-ингибитор АСПО VX-7484 390 Температура застывания, 0С 2 930 Температура вспышки, 0С Депрессатор-ингибитор АСПО Prochinor AP-783 Вязкость динамическая, мПа·с, при температуре Реагент 1 Плотность, кг/м3, при температуре № Таблица 2.6 ‒ Физико-химические характеристики химреагентов 62 9 аромат. углеводороды 63 6 углеводороды 62 –25 аромат. углеводороды 62 ‒35 аромат. углеводороды 38 ‒35 аромат. углеводороды Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток комплексными химреагентами (КХ) – смесью ПАВ и депрессатора-ингибитора АСПО. Депрессатор-ингибитор АСПО, входящий в состав этих КХ, уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ и 60 улучшает реологические свойства нефти. ПАВ-деэмульгатор временно стабилизирует эмульсионный газожидкостный режим течения, улучшая гидродинамические свойства потока. Перемешивание деэмульгатора и депрессатора для комплексного реагента производилось в соотношении деэмульгатор:депрессатор (2:5). Общий расход композиций составлял 700 г/т. Проводились испытания химреагентов в следующих составах: - комплексный химреагент № 1, состоящий из депрессатораингибитора АСПО VX-7484 и деэмульгатора Dissolvan 5640; - комплексный химреагент № 2, состоящий из ингибитора АСПО Prochinor AP-783 и деэмульгатора Prochinor MA-195; - комплексный химреагент № 3, состоящий из деэмульгатора DMO86318 и депрессатора-ингибитора АСПО VX-7484. Испытания комплексных химических реагентов № 1 и № 2 проводились на газлифтных скважинах МСП-7, а испытания комплексного химического реагента № 3 проводились на четырех газлифтных скважинах МСП-3. В качестве критериев оценки эффективности предлагалось использовать для ингибитора АСПО (из-за невозможности постоянного шаблонирования) увеличение межочистного периода работы скважин, осложненных парафиноотложением, а для деэмульгаторов – изменение дебита жидкости, устьевого давления и, по возможности, экономии компримированного газа. Наибольшую эффективность показал комплексный реагент № 1 (VX-7484 + Dissolvan 5640). Однако вызывает сомнение необходимость использования химреагентов в комплексе на каждой скважине. Если данный композиционный состав может оказывать эффект на малодебитных парафиноотлагающих скважинах за счет работы обоих химреагентов, то на высокодебитных газлифтных скважинах – только за счет использования деэмульгатора и улучшения условий лифтирования в самой скважине. 61 С другой стороны, использование химреагентов в комплексе имеет ряд очевидных преимуществ по сравнению с однокомпозиционными составами: - разностороннее одновременное воздействие на скважину; - снижение затрат на применение, отсутствие необходимости раздельной закачки; - возможность обработки большего числа скважин с разными параметрами. В любом случае, эти два химреагента (депрессатор-ингибитор АСПО VX-7484 и деэмульгатор Dissolvan 5640) следует предпочесть и рекомендовать для дальнейших расширенных исследований с целью их промышленной апробации. В 2010 году были проведены испытания химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин. 2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок Разработка уникальной по строению и запасам залежи нефти в кристаллических породах фундамента месторождения «Белый Тигр» в пределах континентального шельфа СРВ осуществляется впервые и не имеет опыта в мировой практике. Резервуар фундамента связан, в основном, с достаточно развитой системой разуплотненных трещиноватых зон. По стволу пробуренных скважин выделяются крупные зоны притока толщиной до 100…200 м. Объемным гидропрослушиванием установлена прямая гидродинамическая связь продуктивных интервалов в скважинах в вертикальном и горизонтальном направлениях. Крупные пространственные зоны с развитой трещиноватостью впервые выделены и закартированы в 1997 году Центральной геофизической экспедицией в результате переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки 3D на участке площадью приблизительно 50 км2. 62 Высокопродуктивные интервалы скважин четко связываются с крупными круто наклоненными (до 60°) зонами развития трещиноватости либо с участками перекрытия субгоризонтальных и наклонных направлений трещиноватости [13, 16]. Часть элементов фильтрационной неоднородности массива гранитоидов поддается картированию в объеме массива данными испытания скважин на приток. Другая же часть картируется только по стволу скважин геофизическими методами или же визуально в колонне керна, но не между скважинами в объеме массива. К некартируемым данным бурения по объему фундамента следует отнести, прежде всего, выделяемые по стволу пробуренных скважин методами акустики и потокометрии крупные зоны приточности толщиной до 100…200 м, чередующиеся с неприточными зонами плотных пород. С этими приточными зонами, как правило, связано залегание многочисленных даек основных пород верх-неолигоценового возраста, имеющих видимую толщину до 16 м и хорошо выделяемых в разрезе кислых и умеренно кислых гранитоидов по материалам стандартного комплекса геофизических исследовании скважин (ГИС) [44]. На обнажениях прилегающей к акватории месторождения суши дайки основных пород залегают преимущественно вертикально и субвертикально. Можно принять, что элементы залегания даек согласуются с элементами залегания зон разуплотнения гранитоидов, которым дайки обязаны своим происхождением. Зоны приточности, не относящиеся к коре выветривания, имеют большие углы падения. Трещины в керне фундамента наблюдаются практически во всех скважинах. Повышенная трещиноватость приурочена к зонам разломов и связанным с ними зонам дробления, катаклаза, милонитизации. Ширина трещин колеблется от 0,1…0,2 до 20…30 мм [16]. Встречаются зияющие трещины, но чаще они частично или полностью залечены гидротермальными минералами, сульфиды и др. среди которых преобладают цеолит, кальцит, кварц, 63 В работе [16] сделана попытка установить зависимость объема пустот различных типов в керне от глубины его отбора от кровли фундамента. Использовались данные лишь по умеренно кислым и средним породам (гранодиориты, породы диоритового ряда) северного блока месторождения «Белый Тигр». Как видно, в общем случае объем трещин, пор и каверн с глубиной уменьшается, хотя результаты ГИС (данные В.А. Кошляка) и интерпретации сейсморазведки 3D (данные В.А. Ногина) показывают, что в теле фундамента на разных глубинах встречаются субгоризонтальные зоны с повышенной пустотостью. Оценка пористости коллекторов фундамента выполнена по соотношению эффективной толщины к общей и составила в среднем 0,368. Несмотря на то что пористость коллекторов фундамента не очень высокая, наличие развитой трещиноватости и кавернозности при значительной толщине обусловливает их высокие фильтрационные характеристики и, соответственно, высокую продуктивность. Наибольшая глубина отбора керна на этом месторождении составляет 4765 м (абс.), наименьшая – 3086 м. Изучение этого керна показывает, что везде фундамент затронут тектоническими процессами, которые привели к образованию разломов, зон трещиноватости, катаклаза, милонитизации. Трещины в гранитоидах имеют (судя по керну) самую разнообразную ориентацию. Зоны трещиноватости в керне характеризуются тем, что он превращен в щебенку с величинами обломков 3…8 см. Мощность таких зон может достигать 1…2 м и более. Зоны трещиноватости со значительными пустотностью и проницаемостью разделены массивами слабоизмененных малопроницаемых пород. Это видно в керне и отмечается по материалам ГИС. Надо отметить, что с глубиной относительное количество малопроницаемых зон растет, и дебиты нефти падают. Однако признаки нефтеносности встречены в породах фундамента на всю глубину его вскрытия. 64 Генетическая природа фундамента шельфа Южного Вьетнама, специфика вторичных процессов, изменивших первоначальный состав и структуру слагающих его пород, а также приуроченность зон развития трещинно-каверновых коллекторов к разломной тектонике лежат в основе неоднородности их фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по вертикали [20]. Дифференциация литофизических характеристик, отражающая характер и интенсивность вторичных изменений пород, сопровождается прерывистостью фильтрующих объемов в магматическом теле, что достаточно четко фиксируется резким различием начальных дебитов нефти в соседних 11 скважинах скважинах и подтверждается Центрального блока термопрофилями (данные притока в НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро», 1994-1995 гг.). Зоны (интервалы) притока по этим данным имеют мощность от 15 до 75 м и приурочены, главным образом, к измененным в различной степени гранитам или гранодиоритам. Установлено наличие «сухих» интервалов – участков непродуктивных плотных пород внутри основной залежи (Центральный свод, юго-западная и южная части Северного свода), доля которых ниже абсолютной отметки -4121 м возрастает [16]. Нефтеотдача трещиноватого коллектора гранитного фундамента месторождения «Белый Тигр» в значительной степени определяется особенностями Разностороннее его пустотного лабораторное пространства изучение и неоднородностью. коллекции наиболее представительных кернов диаметрами 7…10 см, отобранных из интервалов с полным выносом керна и сохранивших основные виды пустот (макро- и микротрещины, каверны), показало следующее [16]: - макротрещины раскрытостью более 60 мкм имеют ориентации от субвертикальных (угол превышает 70°) до субгоризонтальных, проницаемость коллектора с учетом макротрещин достигает 20 мкм2 и более; - в низкопроницаемых зонах макротрещины частично или полностью 65 заполнены вторичными минералами, и фильтрационные свойства таких зон определяются, в основном, микротрещинами; - пустотность микротрещиноватых блоков изменяется от менее 1 % (плотная матрица-неколлектор) до 10 %, а проницаемость не превышает нескольких десятков миллидарси. Коллектор фундамента можно классифицировать как среду с «двойной» пустотностью, характеризующуюся наличием различающихся по пустотности и проницаемости макротрещин и микротрещиноватых блоков. Механизм вытеснения нефти водой (закачка воды в подошвенную часть массива начата с середины 1993 года) из такого коллектора включает процессы гидродинамического и гравитационного вытеснения нефти из макротрещин и каверн, а также капиллярного замещения нефти в микротрещиноватых блоках водой из прилегающих к ним макротрещин. Рекомендуется следующая технологическая зональность [15]: зона 3 ‒ от -4000 до -4650 м; зона 2 ‒ от -4000 до -3500 м; зона 1 ‒ от -3700 до -3500 м. В нижней зоне 3, на которую приходится около 4 % геологических запасов и около 100 % текущих фактических и проектируемых в будущем объемов закачки, нефть вытесняется закачиваемой водой при условии компенсации отборов жидкости из зон 2 и 1. Предполагаемый механизм выработки запасов нефти из этой зоны включает движение воды вниз по субвертикальным сильно трещиноватым интервалам фундамента до отметок -4650 м и выше, растекание ее по системе трещин в плане; движение вверх по оставшимся незаводненным трещинам в зону 2 и 1. Площадь стекания воды значительно меньше площади подъема. Задачи, решаемые в промежуточной зоне 2, где содержится 40 % от начальных запасов нефти, предусматривают контроль подъема водонефтяного контакта (ВНК) в зонах 3 и 2; исправление локальной неравномерности подъема ВНК путем регулирования отборов жидкости в 66 скважинах зоны 2 и закачки воды в скважины зоны 3; получение опытной характеристики заводнения фрагмента массива фундамента. В верхней зоне 1 предполагаются основные отборы жидкости и завершение стягивания контуров нефтеносности в прикровельной части при недопущении развития режима растворенного газа. Основной проектный документ, в соответствии с которым осуществлялась разработка залежи фундамента, утвержден в 1993 г. Проектный фонд составляет 89 скважин, максимальная добыча нефти равна 6,05 млн т/год. Проектными решениями допускались развитие режима растворенного газа и образование газовой шапки в кровельной части фундамента. В настоящее время разбуривание по проекту завершается, неразбуренным остался южный участок месторождения. На 01.01.1999 г. эксплуатационный фонд составлял 84 скважины, добыча нефти в 1998 году достигла 10,2 млн т, что выше проектной в 1,7 раза. Предусматривается дальнейшее наращивание объемов добычи нефти до 13…14 млн т [13]. С учетом накопленного опыта разработки и анализа новых данных о геологическом строении и структуре пустотного пространства в настоящее время предложена и практически реализуется улучшенная концепция разработки фундамента [13]. В соответствии с ней осуществляется концентрация отборов нефти из кровельных частей фундамента (на отметках 3050…3600 м), а закачка воды – в нижнюю технологическую зону (3900…4000 м и ниже) с поддержанием пластового давления на 1 МПа выше давления насыщения. В настоящее время проектная система разработки фундамента реализована примерно на 50 %. Пробурены и находятся в эксплуатации скважины приблизительно половины проектного фонда добывающих и половины фонда нагнетательных скважин. В числе добывающих имеется значительное промежуточной число зоны. глубоких Эти скважин, скважины дренирующих являются интервалы первоочередными источниками обводнения продукции. В процессе дальнейшей разработки 67 возможен и рекомендуется перевод части их в эксплуатацию на верхние кровельные интервалы фундамента, перекрытые эксплуатационными колоннами. Для предупреждения поглощения бурового раствора при вскрытии кристаллического фундамента в него вводится наполнитель (в основном рисовая шелуха). Специальные изоляционные работы выполняются с помощью закачиваемых высоковязких тампонов на основе ПАА с добавкой наполнителя до 50…80 кг/м3 тампона. Поглощения от частичных до катастрофических на месторождении «Белый Тигр» ликвидируют без применения тампонажного цемента. Массивный характер гранитных пород, вмещающих нефтяную залежь, устойчивость стенок скважины позволяют выбрать при ее заканчивании открытый или, в случае выделения в породах фундамента нескольких эксплуатационных объектов, смешанный способ крепления забоя (особенно это относится к нагнетательной скважине). В зависимости от выбранной конструкции в интервал объекта испытания спускаются фильтр и выше до устья эксплуатационная колонна. Вызов притока из пласта после воздействия на призабойную зону осуществляется заменой бурового раствора на техническую (морскую) воду, далее на нефть с последующим снижением уровня при необходимости. Схемой добывающих подключения интервалов скважинах, буримых эксплуатации после 1993 года, фундамента в предусмотрено положение нижней границы интервалов эксплуатации не ниже -4150 м, у последующих интервалов положение верхней границы не выше -3450 м. Промежуточных интервалов может быть несколько. Создаются (перфорируются) эти интервалы последовательно снизу вверх, после обводнения предыдущего интервала до 95 % и его изоляции. Последний интервал эксплуатации фундамента работает до обводненности 95 %. Часть пробуренных до 1993 года добывающих скважин, попавших интервалами эксплуатации в зону потенциальной газовой шапки, должны отключаться по 68 мере роста газового фактора. Предусмотрен перевод скважины под закачку после отработки ее на нефть с обеспечением форсированного отбора фонтанным или газлифтным способом в течение 6…12 месяцев. Подошвенная часть фундамента (интервал перфорации зоны 3 на отметке -4100…-4500 м) на начальном этапе должна эксплуатироваться следующим образом: нагнетательные скважины размещаются равномерно по всей площади зоны 3, а добывающие скважины, пробуренные на зону 3, эксплуатируются до обводненности 80…90 % с последующим переводом их под нагнетание со вскрытием верхнего интервала зоны 3 на отметке -3800…-4100 м. Обводнение скважин фундамента связано с осуществлением закачки воды через нагнетательные скважины. При этом уже отмечены случаи явно преждевременного прорыва закачиваемой воды по трещиноватым зонам, развитым субпараллельно поверхности (скважина № 428). Некоторые скважины (№ 802, 410) из-за поступления воды уже прекратили фонтанирование и находятся в бездействии. Существенная доля воды наблюдается в продукции скважин № 417, 420, 902 и др. Таким образом, на сегодняшний день можно констатировать, что работа действующего фонда скважин связана с началом процесса обводнения, и возникает задача проведения водоизоляционных работ. В действующей технологической схеме, на наш взгляд, заложен правильный подход к решению проблемы отбора воды, заключающийся в периодическом переносе зоны отбора снизу вверх с отключением «старых», уже отработанных интервалов. Имеется некоторый положительный опыт реализации такого подхода на практике, когда дострел или перенос зоны отбора наверх с помощью цементных мостов обеспечивал продолжение эффективной работы скважин (№ 409, 430, 404). Эти ограниченные объемы водоизоляционных работ выполнены заливкой тампонажным цементом обводнившихся интервалов скважин. Технология достаточно результативна при четкой локализации интервалов поступления воды, особенно в случае обводнения нижних интервалов 69 эксплуатируемого объекта. Так, в 1998 году операции по водоизоляции нижних интервалов и «переходу наверх» успешно выполнены в скв. 409, 429, расположенных на БК. Операции по заливке тампонажным цементом зон водопритоков, выполняемые по схеме «поинтервальных обработок» с привлечением спуско-подъемного оборудования и в случае БК, СПБУ являются дорогостоящим видом КРС. Поэтому с 1995 года проводятся опытно-методические работы по изысканию альтернативных технологий, обеспечивающих выполнение водоизоляционных работ по схеме селективной изоляции (без подъема ВСО) в рамках текущих ремонтов скважин. Основной опытной технологией, апробированной в 1995–1998 годах для этой цели, является технология селективного тампонирования скважин с использованием водонаполненных кремнийорганических составов типа АКОР, которые широко применяются в России при ремонтно-изоляционных работах в пористых коллекторах. Однако проведенные сервисной компанией «Chemiko» с 1995 по 1998 года (в 1998 году – одна операция на скв. 98) пять операций по технологии АКОР оказались малоуспешными. На 1998 год были проведены работы с привлечением заинтересованных фирм по выбору из числа имеющихся методов исследований комплекса ГИС и ГДИ, необходимого для диагностики водопритоков в различных геолого-технологических условиях месторождения «Белый Тигр», а также провести испытания технологий поинтервальной и селективной изоляции с использованием новых водоизолирующих составов, в том числе составов фирмы Sclumberger. Для опытных работ были выделены (Протокол технического совещания от 04.04.1997 г.) скважины № 802, 818, 95, 64. Фактически в 1998 году на скв. 818 выполнялись работы по углубке на фундамент, в настоящее время приостановленные из-за отсутствия специальных технических средств (профильные перекрыватели). Испытание технологии применения профильных перекрывателей при изоляции поглощений и водопритоков 70 имеет большое практическое значение для скважин фундамента. Таким образом, в СП «Вьетсовпетро» назрела необходимость значительной активизации усилий заинтересованных фирм для проведения опытнопромысловых работ по водоизоляции скважин месторождения «Белый Тигр». Работы, направленные на улучшение показателей обводнения скважин фундамента, осложняются тем, что в мировой практике отсутствует опыт проведения водоизоляционных работ в коллекторах, сложенных трещиноватыми магматическими породами. Перспективны технологии для исследования обводненности и изоляции водопритоков по следующим направлениям: - по схеме селективной изоляции без подъема внутрискважинного оборудования. Методы изоляции без подъема ВСО являются дешевыми, технологичными и реализуемы в условиях отсутствия на скважинах подъемного оборудования, однако они требуют большого опыта и высокоэффективных рецептур химических композиций и операций по их закачке; - по схеме поинтервального воздействия с подъемом ВСО. Эти методы более эффективны, чем методы селективной изоляции, но только в том случае, если существует реальная возможность проведения исследований, позволяющих определить профили притока и приемистости и сделать заключение о зонах водопритока. При этом затраты на ремонт кратно возрастают, так как требуют привлечения бригад по проведению КРС и использования подъемного оборудования; - по схеме поинтервального воздействия с использованием установок гибких труб. Наиболее передовая на настоящее время в мировой практике технология, однако она требует повышенных начальных затрат на аренду или приобретение оборудования и модернизацию существующих подъемных механизмов; - по схеме поинтервальной изоляции с помощью металлических пластырей. Эта технология, на наш взгляд, несмотря на оригинальность, не 71 может быть высокоэффективной в скважинах, вскрывающих трещиноватые коллекторы. Дело в том, что сохраняется возможность вертикальной миграции воды в примыкающей к стволу скважины зоне пласта. Что касается оптимальных технологических составов для снижения обводненности и изоляции водопритоков, в настоящее время СП не располагает необходимым и отработанным ассортиментом технологических растворов для водоизоляционных работ. Требуется провести большой объем лабораторных исследований и опытно-промысловых испытаний на скважинах. Обобщая вышесказанное, можно констатировать, что апробирование водоизолирующих композиций в условиях месторождения «Белый Тигр» наиболее экономически оправданно начинать с работ, выполняемых по схеме селективной изоляции. Такой вывод оправдывается тем, что сегодня не существует целенаправленно выполняемых исследований профилей притока и приемистости по разрезу скважин фундамента. Без этих данных поинтервальное воздействие малорезультативно, если не направлено на простое отключение нижней части интервала. Однако даже в последнем случае нельзя считать приемлемым выполнение простых цементных заливок – необходимо стремиться к созданию дополнительного изолирующего экрана непосредственно в пласте для блокирования вертикальной миграции воды в зоне максимальных градиентов давления. Выводы по главе 2 1. Установлено, что период исследований, за который возможна адекватная оценка текущих параметров пласта с целью оптимизации газлифта, ограничен. Для качественной оценки действующего режима работы газлифтной скважины важную информацию дают поинтервальные исследования и замеры давления и температуры в НКТ. 2. Установлено, что неустойчивая работа пилотного клапана является основной причиной сбоев периодического режима и что наиболее 72 благоприятный режим работы периодического газлифта наблюдается на низкообводненных скважинах. 3. На основании проведенного анализа мероприятий по ограничению отбора воды и снижению плотности потока в НКТ разработаны рабочие требования к водоизолирующим составам, которые включают: - технологичность в процессах растворения и закачки; - низкую коррозионную активность в процессе приготовления и закачки; - высокий водоизолирующий эффект в трещиноватых средах с эквивалентной проницаемостью 20 мкм ; 2 - термостабильность тампонирующей массы при температурах 130…170 °С; - малый риск при закачке химических композиций в части возникновения аварийной ситуации в стволе скважины. 73 ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СОЗДАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН 3.1. Режимы работы газлифтных скважин После спуска внутрискважинного оборудования для эксплуатации скважины газлифтным способом добычи (мандрели и газлифтные клапаны), как правило, скважина заполнена морской водой или жидкостью глушения. Для пуска скважины в работу сначала газлифтный газ направляется в затрубное пространство с целью газирования и подъема столба жидкости в скважине на поверхность. Этот процесс называется освоением скважины [91]. Однако некоторые приемы освоения скважин изучены недостаточно полно. Обычно штуцер открывается на 25…45 %, и газлифтный газ должен медленно направляться в затрубное пространство. Вся жидкость в затрубном пространстве поступает через газлифтные клапаны (маленького сечения) в НКТ. Если газ интенсивно направлять в затрубное пространство, то поток жидкости через клапан вызовет износ седла клапана или резиновых элементов обратного клапана и приведет к утечке через клапаны. Когда давление газлифтного газа в затрубном пространстве становится достаточным, жидкость из затрубного пространства поступает через первый клапан, поднимается на поверхность и направляется в сепаратор. Общее принятое практикой правило рекомендует, чтобы расход потока жидкости через клапан при освоении не превышал 1 барелль в минуту. При освоении газлифтной скважины необходимо выполнить следующие работы [63, 82]: - переключить скважину на блок замера, открыть штуцер на 25 % (штуцер будет регулировать время освоения). Направить газлифтный газ в скважину, поддеривать темп увеличения давления затрубного пространства примерно на уровне 3…7 бар за 10 минут. Когда жидкость из затрубного пространства поступает через первый клапан в НКТ, поднимается на устье 74 скважины и поступает в блок замера, необходимо поддерживать низкий темп подачи газа в скважину с целью защиты клапана; - когда давление в затрубном пространстве поднимается, следует зафиксировать появление жидкости на устье скважины, давление и температуру на устье; - когда давление газлифтного газа в затрубном пространстве достигает проектного значения, увеличивают темп повышения давления до 7…10 бар/мин. Следует выдержать этот темп до тех пор, пока газ поступает через первый клапан. Скважина ещё холодная, и первый клапан будет открываться/закрываться при давлении ниже проектного давления, так как давление открытия/закрытия зависит от температуры скважины. Поступление газа в первый клапан отмечается снижением давления в затрубном пространстве и проявлением газожидкостной смеси на устье скважины, а также увеличением температуры и давления на устье скважины и ростом уровня жидкости в блоке замера; - когда газ поступает через первый клапан, давление в затрубном пространстве медленно снижается, поэтому нужно поддерживать давление газлифтного газа для продолжения процесса освоения. Следует продолжать наблюдение за потоком жидкости на устье скважины и в блоке замера. Можно уменьшить диаметр штуцера для поддержания постоянного потока; - уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает снижаться, последующие клапаны поочередно будут включаться в работу. Этот момент можно установить по снижению давления в затрубном пространстве, одновременно давление и температура на устье скважины увеличиваются; - наступает момент, когда поток жидкости становится стабильным. С наступлением этого момента увеличивают диаметр штуцера и определяют расход газлифтного газа до оптимального. В соответствии с принятыми технологическими операциями рассмотрим некоторые теоретические предпосылки явлений, происходящих в стволе газлифтной скважины. 75 3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу Новая скважина после заканчивания оборудована газлифтными клапанами и мандрелями. Скважина заполнена жидкостью до устья. В зависимости от проектной глубины и давления открытия первый клапан может быть открыт (когда статическое давление на глубине установки первого клапана выше давления открытия клапана) или закрыт (когда статическое давление на глубине установки первого клапана меньше давления открытия клапана) [8, 63]. Остальные клапаны находятся в открытом состоянии под действием статического давления. Покажем некоторые приемы регулирования процесса освоения газлифтной скважины. Кривые изменения давления в НКТ и в затрубном пространстве одинаковы. Считаем, что газлифтный газ еще не поступает в скважину, но скважина готова к освоению (рисунок 3.1). Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.1 ‒ Процесс ввода газлифтной скважины в работу – скважина готова к освоению Когда газлифтный газ направляется в скважину, все клапаны открыты. Жидкость из затрубного пространства поступает в НКТ через все клапаны. 76 Поэтому темп закачки газа должен быть низким (3…7 бар/мин) для защиты клапана. Градиент давления в затрубном пространстве начинает изменяться, при этом градиент давления в НКТ остается без изменений (рисунок 3.2). Примем, что все клапаны открыты. Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.2 ‒ Процесс ввода газлифтной скважины в работу и изменения давления на устье и в затрубном пространстве Когда уровень жидкости в затрубном пространстве снижается ниже первого клапана, через первый клапан газ поступает в НКТ, газируя столб жидкости от первого клапана до устья скважины. Давление на устье увеличивается, а давление в затрубном пространстве снижается (рисунок 3.3). При этом все клапаны открыты. 77 Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.3 ‒ Доступ газлифтного газа к первому клапану Регулируя расход газа в сторону увеличения газлифтного газа в скважине с темпом 7…10 бар/мин для поддержания давления в затрубном пространстве, можно добиться регулирования уровня подъема жидкости. При снижении уровня жидкости в затрубном пространстве плотность столба жидкости в НКТ от первого клапана вверх снижается более значительно (рисунок 3.4). Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.4 ‒ Процесс ввода газлифтной скважины в работу – газлифтный газ поступает через первый клапан 78 Когда второй клапан открывается, газлифтный газ из затрубного пространства поступает в НКТ через первый и второй клапаны (рисунок 3.5), а давление в затрубном пространстве значительно снижается и становится ниже давления открытия клапана, поэтому первый клапан закрывается (рисунок 3.6), а остальные клапаны остаются открытыми. Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.5 ‒ Доступ газлифтного газа до второго клапана Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.6 ‒ Доступ газлифтного газа до третьего клапана 79 Когда уровень жидкости снижается ниже клапана № 3 (рисунок 3.7), давление в затрубном пространстве снижается и становится ниже давления открытия второго клапана, при этом второй клапан закрывается. Давление, МПа 10 20 30 40 50 60 70 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.7 ‒ Газлифтный газ поступает через первый, второй, третий клапаны Клапаны № 3 и № 4 еще открыты (рисунок 3.8). Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает снижаться до глубины клапана № 4 (рабочий клапан), и только тогда клапан № 3 закрывается. 10 20 Давление, МПа 30 40 50 1000 Глубина, м 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Рисунок 3.8 ‒ Доступ газлифтного газа в четвертый клапан 60 70 80 20 18 16 Давление, МПа 14 12 10 8 6 4 2 0 Время, ч Рисунок 3.9 ‒ Динамика изменения давления в НКТ и в затрубном пространстве при освоении газлифной скважины С этого момента газлифтный газ поступает в НКТ только через рабочий клапан, вышерасположенные клапаны (пусковые клапаны) закрыты. Давление газлифтного газа должно регулироваться согласно заданному режиму для того, чтобы получить эффективный режим работы скважины. Динамика изменения давления в НКТ и в затрубном пространстве газлифтной скважины показана на рисунке 3.9. 3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин Известно, что на эффективность работы газлифтных скважин большое влияние оказывают давление и удельный расход закачиваемого газа, диаметр подъемника, коэффициент погружения башмака подъемника под динамический уровень. При повышении давления закачиваемого газа эффективность работы газлифтных скважин повышается, но при этом растут эксплуатационные затраты. Кроме того, повышенные давления предъявляют дополнительные требования к прочности эксплуатационной колонны. При этом дебит газлифтных скважин с ростом давления и расхода газа сначала растет, а затем после достижения максимального значения 81 снижается. Поэтому проблема изучения и методические аспекты установления режимов работы газлифтных скважин являются достаточно актуальными. Исследование методов газлифтных скважин создания оптимальных режимов Давление закачиваемого газа имеет большое влияние на эффективность работы газлифтных скважин. При повышении давления закачиваемого газа эффективность газлифта повышается благодаря увеличению глубины погружения, но при этом растут и капитальные вложения, а также это влияет на прочность конструкции эксплуатационной колонны. Наоборот, при заниженном давлении закачиваемого газа газлифтная система работает неэффективно, особенно для скважин, имеющих большой потенциал добычи. Поэтому определение оптимального (по экономике и технологии) режима работы газлифтной эффективность, является скважины, обеспечивающего актуальным. Рассмотрим наибольшую режимы работы газлифтных скважин [54]. Для нефтедобывающих скважин, эксплуатируемых газлифтным способом, связь между дебитом жидкости и соответствующим расходом закачиваемого газа Qн= f(Vг) по каждому режиму работы является особым характерным соотношением, показывающим эффективность системы «скважина – пласт». Для этого необходим подбор режима работы для каждой скважины на определенной стадии разработки. Поэтому это соотношение надо тщательно изучать и уделять ему особое внимание. Допустим, подъемник имеет длину L и глубину погружения h (рисунок 3.10, a). Закачиваемый газ входит в подъемник до полного заполнения его объема (регулируется расходомером). Давление Р1 у башмака подъемника не зависит от расхода газа [60]. 82 а) схема подъемника; б) график зависимости Q(V) Рисунок 3.10 ‒ Зависимость добываемого дебита Q от расхода газа V Плотность смеси в подъемных трубах (подъемнике) зависит от объема закачиваемого газа V. В результате изменения V изменяется H. Следовательно, мы имеем следующие случаи (рисунок 3.10, б): - V < V1, Q = 0 (H < L); - V = V1, Q = 0 (H = L) – смесь поднимается до устья скважины; - V1 < V < V2, 0 < Q < Qmax (H > L) – объем смеси постепенно увеличивается; - V = V2, Q = Qmax – точка, соответствующая максимальному значению дебита; - V2 < V < V3, Qmax > Q > 0 – объем смеси постепенно уменьшается; - V = V3, Q = 0 – на устье имеется только газ. 83 При закачке компримированного газа к башмаку подъемника в нем образуется смесь жидкости и газа со средней плотностью с, эта смесь поднимется до высоты H. Из равенства давлений у башмака подъёмника мы определим: H h ж . см есь (3.1) В практике различаются два режима: оптимальный (соответствующий минимальному удельному расходу газа) и максимальный (соответствующий максимальному дебиту). На каждой кривой Q(V) точка оптимальной эксплуатации соответствует максимальному значению коэффициента полезного действия . КПД показывает отношение между полезной работой и полной работой и определяется по формуле: Q. .g ( L h) , P1 P0 V ln P2 P0 (3.2) где P1 + P0 – абсолютное давление у башмака подъемника; P2 + P0 – абсолютное давление на устье скважины; P0 – атмосферное давление. Для одной и той же системы Q(V), в случае когда кроме Q и V остальные параметры не изменяются, выражение (3.2) можно переписать в следующем виде: Q C, V (3.3) где C – константа. Коэффициент полезного действия достигнет максимального значения в точке, где отношение Q/V будет наибольшим, или, другими словами, в точке касания к кривой Q(V) прямой линии, проводимой из начала координат. При оптимальном режиме подачи сжатого газа коэффициент полезного действия 84 имеет максимальное значение и удельный расход газа (отношение V/Q) будет минимальным, или, по-другому, на подъем единицы объема жидкости будет затрачиваться минимальный объем сжатого газа (рисунок 3.11). Так как при максимальном режиме (Qmax) < max, следовательно, удельный расход газа Rсж.г при этом режиме имеет большее значение, чем при оптимальном режиме. Рисунок 3.11 ‒ Зависимость дебита от расхода сжатого газа Оптимальный режим Как сказано выше, при увеличении расхода сжатого газа дебит скважины увеличивается. Однако увеличение расхода сжатого газа не ведет к стабильному увеличению дебита. Дебит увеличивается до какого-то максимального значения, а потом снижается, несмотря на дальнейшее увеличение объема закачиваемого сжатого газа. Это происходит в результате возникновения эффекта проскальзывания сжатого газа относительно столба жидкости, что приводит к снижению добычи нефти [70, 91]. Оптимальный режим эксплуатации скважины достигается в точке, где удельный расход компримированного газа имеет минимальное значение, или по-другому, дебит скважины в соответствии с максимальным 85 коэффициентом полезного действия будет оптимальным. С точки зрения математики, проходя через начало координат, прямая линия касается кривой Qжi = f(Vгi) и имеет угловой коэффициент равный di, формула имеет вид: Qжi = di ∙ Vгi. (3.4) Для определения точки касания мы используем следующее уравнение: ai.Vгi2 + bi.Vгi + ci = di.Vгi => ai.Vгi2 + (bi – di).Vгi + ci = 0. вышеуказанное уравнение должно иметь двойной корень ( = 0): (bi – di)2 – 4.ai.ci = 0; di bi 2 ai ci . Существуют два значения d, значит, существуют две прямые, касающиеся кривой Qж(Vг). Кривая Qж(Vг) находится в первой четверти системы координат, или, другими словами, Q и V имеют положительные значения, отсюда d определяется по следующей формуле: d i bi 2 ai ci . (3.5) Координаты точки касания при оптимальном режиме работы системы газлифта определяются следующим образом: Vki d i bi ai ci ; 2 ai ai QLi d iVki d i a i ci ai . (3.6) (3.7) Дебит нефти определяется по формуле: Qнi = Qжi∙(1 ‒ fобв), (3.8) где Qжi – дебит жидкости i-ой скважины (м3/сут) при каждом режиме; Qнi – дебит нефти i-ой скважины (м3/сут); fобв – обводненость продукции (%). 86 Удельный расход газа при каждом режиме можно записать в виде формул: Ri R i Vki ; QLi (3.9) V Q ki (3.10) , Li где Ri – удельный расход газа при каждом режиме; Ri – суммарный удельный расход газа при каждом режиме; Vki – объем закачиваемого газа (м3/сут) при каждом режиме; QLi – дебит жидкости (м3/сут) при каждом режиме; Vki – суммарный объем закачиваемого газа (м3/сут) при каждом режиме; QLi – суммарный дебит жидкости (м3/сут) при каждом режиме. Газовый фактор Гф также используется для определения эффективности работы газлифтной скважины и определяется по следующей формуле: Гф = 𝑄𝑑 𝑉𝑘 , (3.11) где Гф – газовый фактор; Qd – дебит жидкости; Vk – объем закачиваемого газа. Максимальный режим При увеличении расхода сжатого газа с минимального значения, соответствующего оптимальному режиму эксплуатации, дебит жидкости соответственно увеличивается. Однако при каком-то значении расхода газа дебит достигнет максимального значения, а потом начнет постепенно снижаться (рисунок 3.12). Одной из причин этого является большая потеря давления на трение. Напомним, что угловой коэффициент касательной к кривой дебитов уменьшается до нуля при максимальном дебите и потом имеет отрицательную величину. Иначе говоря, после запуска по мере работы темп прироста дебита снижается (при сохранении темпа прироста расхода газа). Это определено на основе фактических данных [63, 86]. 87 Обычно мы определяем максимальный дебит нефти одной газлифтной скважины или группы газлифтных скважин. Этот процесс проводится по следующим этапам: - закачка компримированного газа в газлифтные скважины в одинаковом объеме; - увеличение расхода газа во все скважины в одинаковом значении; - сравнение дебита нефти по скважинам и определение скважины, давшей максимальный прирост дебита при одинаковом увеличении подачи сжатого газа; - продолжаем увеличивать расход закачиваемого газа в газлифтную скважину (или группы газлифтных скважин); - если дебит нефти по скважине (или группе скважин) еще увеличивается, то продолжаем увеличить расход газа. А если дебит нефти начинает снижаться, то переходим к другой скважине (или группе скважин); - в случае, когда объем закачиваемого газа не ограничен, эксплуатируем скважину (группу скважин) при максимальном режиме. При ограничении объема закачиваемого газа этот процесс продолжается до тех пор, пока возможность подачи газа не будет полностью исчерпана. В этом случае нужно учитывать следующее условие: n V i 1 ki Vkt , (3.12) где n – количество газлифтных скважин, подвергающихся оптимизации; Vki – объем закачиваемого газа для i-ой скважины; Vkt – суммарный объем закачиваемого газа. Решение задачи заключается в нахождении максимального значения n дебита нефти Q V i 1 di ki при заданном объеме закачиваемого газа, удовлетворяющего уравнению (3.12), где Qdi – дебит i-ой скважины при закачке объема компримированного газа Vki. 88 Коэффициент погружения Пусть h – высота столба жидкости в подъемнике и L – длина подъемника, тогда соотношение = h/L называется коэффициентом погружения. Так как в процессе проведения опыта глубина погружения h не изменяется, то давление на башмаке подъемника Р1 также не будет изменяться [39]. Поэтому кривая Q(V) на рисунке 3.12 не изменяется для любого коэффициента погружения , находящегося в пределе: 0 < <1. При увеличении , а значит, и увеличении h, нужный объем закачиваемого газа для подъема жидкости на поверхность будет уменьшаться. Максимальный дебит жидкости Qmax увеличивается, и точка прекращения подъема жидкости будет находиться внутри кривых Q(V). Рассмотрим два случая: - = 0 – кривая Q(V) становится одной точкой; - = 1 (H = L) – жидкость поднимается на устье скважины при помощи небольшого объема закачиваемого газа. Кривая Q(V) начинается из начала координат и достигает максимального значения Qmax. Таким образом, каждая система газлифта характеризуется системой кривых Q(V), и каждая кривая соответствует конкретному коэффициенту погружения (рисунок 3.12). 89 Рисунок 3.12 ‒ Зависимость Q(V) для различных коэффициентов погружения Для любой кривой Q(V), соответствующей заданному диаметру подъемника, можем определить Qmax и Qопт и рассмотреть их зависимость от коэффициента погружения . При увеличении по нелинейному закону увеличится Qmax. Собственно для Qопт его значение всегда меньше чем Qmax и увеличивается при увеличении , но при 0,5 < < 1 Qопт уменьшается. Результаты многих опытов показывают, что Qопт достигает максимума при = 0,5…0,6. Отсюда мы можем сделать важное практическое заключение: чтобы получить максимальную эффективность работы системы подъемника, необходимо его загрузить на 50…60 %. Однако на практике не всегда это можно сделать из-за ограничения давления сжатого газа и низкого динамического уровня в скважине. Диаметр подъемника При увеличении диаметра подъемника дебит увеличивается, и требуется бóльший объем закачиваемого газа, так как объем жидкости, который необходимо газировать до плотности смес (при условиях h = const, L = const), увеличивается пропорционально d2 [63]. Поэтому при увеличении диаметра подъемника системные кривые Q(V) будут перемещаться вправо по направлению увеличения объема закачиваемого газа (рисунок 3.13). Если расход закачиваемого газа остается неизмененным, то чем больше диаметр подъемника, тем ниже давление закачиваемого газа. Проблему увеличения коэффициента погружения необходимо предусмотреть и рассчитать при проектировании внутрискважинного оборудования. Увеличение коэффициента погружения можно произвести путем установки одного или нескольких газлифтных клапанов ниже рабочего с целью повышения стабильности притока жидкости в подъемник и повышения эффективности работы газлифтных скважин при изменении параметров пласта: падении пластового давления, падении дебита. 90 Рисунок 3.13 ‒ Семейство кривых Q(V) для двух диаметров подъемника Вопрос увеличения диаметра подъемника с целью повышения эффективности работы газлифтных скважин рассматривается и реализуется только в случае, если необходимо произвести на скважине капитальный ремонт, связанный с подъемом всех НКТ. Но проводить замену НКТ только с целью повышения эффективности работы газлифтной скважины нецелесообразно, потому что это связано с большими затратами и экономически неэффективно. 3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания пластов Известны методы повышения КПД газлифтного подъемника, которые можно условно разделить на два направления: - увеличение глубины погружения подъемника; - снижение относительной скорости газа. Первое направление связано с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расходы газа. 91 Реализация этого направления связана с увеличением необходимого давления рабочего агента и, соответственно, давления в газораспределительной системе месторождения, что в большинстве случаев ограничивается существующими характеристиками газопромыслового оборудования. Метод не применим при низкой продуктивности пласта и низких динамических уровнях жидкости. Второе направление связано со снижением относительной скорости газа. Известно, что относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока определяется степенью [40], которая, в свою очередь, дисперсности одной из фаз (жидкой или газообразной). Известны следующие способы дробления фазы: - введение в подъемник поверхностно-активных веществ (ПАВ) [36]; - дробление газовой или жидкой фазы различного рода диспергаторами [53]. Оба из указанных способов снижения относительной скорости газа преследуют одну цель – создание в подъемнике эмульсионной (дробление газовой фазы) или пленочно-диспергированной структуры потока (дробление жидкой фазы). Область эффективного действия ПАВ определяется величиной объемного расходного газосодержания β, т.е. долей газа в объеме газожидкостной смеси. Область эмульсионной структуры (диспергирование газовой фазы) достигается при β < 0,2, пленочно-диспергированной структуры (диспергирование жидкой фазы) – при β > 0,9. При 0,2 < β < 0,9 имеют место естественные структуры потока – пробковая и пробководиспергированная, сопровождающиеся высокой по амплитуде пульсацией давления. Введение в подъемник ПАВ, особенно в условиях высокого процента обводненности продукции скважины, зачастую сопровождается образованием стойких эмульсий, что осложняет процесс подготовки нефти. 92 Кроме того, для реализации процесса необходимы дозировочные установки для подачи ПАВ в поток компримированного газа – индивидуальные (на скважину) или централизованные. Учитывая высокую стоимость химреагентов и вышеуказанные недостатки, применение данного способа ограничено на практике. Диспергаторы устанавливаются по длине колонны НКТ через 50…100 м. Возможен спуск диспергаторов на проволоке с последующим их креплением в муфтовых соединениях. Конструкция таких диспергаторов достаточно сложная. Наличие диспергаторов исключает спуск в скважину глубинных приборов, в газлифтном подъемнике создаются дополнительные гидравлические сопротивления. Предлагается также воздействовать на жидкость с целью ее дегазации и дополнительного образования газовых пробок. Сущность электрических способов заключается в создании электрических разрядов в подъемнике, при которых происходит резкое повышение температуры, вскипание жидкости и, как следствие, интенсивное образование газовой фазы. Более мелкие газовые пузырьки, сливаясь в крупные, образуют газовые пробки. Периодичность создания разрядов и их длительность определяют частоту образования газовых пробок и их длину. В работе [6] предлагается подбирать частоту импульсов электрических разрядов, равную собственной частоте эрлифта. Авторами утверждается, что при этом в условиях резонансного характера колебаний в подъемнике усиливается газообразование благодаря возникновению значительных градиентов давления. Имеется еще одно направление снижения относительной скорости. В реальных подъемниках движение газожидкостной смеси носит неустановившийся характер (периодическое накопление и выброс жидкости, увеличение относительной скорости газа за счет движения газовых пробок в газонасыщенной жидкости и их взаимодействия друг с автомодельные пульсации давления на забое и на буфере скважины). другом, 93 Создание в подъемнике регулярного газожидкостного потока с последовательным чередованием жидкостных определенной длины позволяет существенно и газовых пробок снизить относительную скорость газа (до 0,10…0,15 м/с). Этот способ реализуется путем наложения на собственные пульсации давления и расхода фаз в газожидкостном потоке внешних возмущений циклического характера. В литературе подобные способы получили название импульсные технологии. Внешние циклические воздействия на газожидкостный поток реализуются периодической отсечкой газожидкостного потока на выкидной линии скважины или периодической отсечкой подачи рабочего агента на входе в скважину либо в точке ввода газа в подъемные трубы. Для этого используют клапаны-отсекатели различных конструкций. В работе [51] описываются способ и устройство, обеспечивающие импульсную закачку газа в подъемник в момент накопления давления газовой фазы до критического значения, соответствующего определенному весу столба жидкости с учетом гидравлических сопротивлений. Авторы [1] предлагают начинать и прекращать закачку газа в лифт при равенстве давлений в кольцевом пространстве и в НКТ в точке ввода газа посредством глубинного газлифтного клапана. Известен способ [5], в котором с целью увеличения КПД эрлифта предлагается предварительно определить собственную частоту колебаний эрлифта при постоянной закачке газа и устанавливать соотношение частоты подачи порций газа к собственной частоте в пределах 0,5…5,0. Авторы [2] описывают способ эксплуатации лифта, заключающийся в замере частоты колебания давления на выходе из лифта при импульсной подаче газа и автоматическом перекрытии устьевого клапана, установленного на выкидной линии, с частотой, равной частоте выхода смеси, но противоположной по фазе. 94 В работе [3] регулярный пробковый поток реализуется с помощью внутрискважинного устройства. Особенности пробковой движения структуры в регулярного вертикальных газожидкостного трубах потока изучались многими исследователями. Основной особенностью этой структуры является наличие зон «отрицательного трения». Установлено, что в процессе восходящего движения газовой пробки величина давления жидкости в кольцевом зазоре между пробкой и внутренней поверхностью трубы не должна учитываться при расчете гравитационной составляющей общего перепада давления. Величина кольцевого зазора увеличивается с увеличением вязкости и снижением скорости жидкости. Способ эксплуатации газлифтной скважины с импульсной подачей рабочего агента (газа) в колонну НКТ получил название «импульсный газлифт». Исследования технологии импульсного газлифта проводились на скважине, оборудованной осуществлялась на однорядным подъемником. газораспределительном блоке Отсечка (ГРБ) с газа помощью электромагнитного клапана. При режиме подачи газа в подъемник «4 минуты – подача, 4 минуты – пауза», было получено уменьшение удельного расхода газа в 1,5 раза, дебит жидкости увеличился с 40 до 60 м3/сут. Среднесуточный объем закачки газа использовался такой же, как и до проведения испытаний (расход газа при непрерывном газлифте). Во время промысловых испытаний также проводились замеры пульсаций забойного давления (рисунок 3.14). Работа скважины при непрерывном газлифте характеризовалась пульсациями давления на забое с амплитудой 0,10…0,25 МПа без четко выраженной закономерности. При работе в импульсном режиме отмечается снижение среднего значения забойного давления по сравнению с непрерывным газлифтом на 0,10…0,25 МПа, причем частота пульсаций забойного давления совпадает с 95 частотой импульсов подачи газа. При этом амплитуда пульсации давления на забое существенно уменьшилась до 0,02 МПа при общей тенденции сглаживания и сохранения среднего значения. 4,85 Рзаб., МПа 4,80 4,75 4,70 4,65 4,60 4,55 4,50 1 – непрерывный газлифт; 2 – импульсный газлифт Рисунок 3.14 – Динамика забойного давления в газлифтной скважине Лабораторные исследования импульсного газлифта были проведены в Грозненском нефтяном институте [38]. Исследовано влияние расхода газа, периода импульса подачи газа и коэффициента продуктивности пласта на эффективность работы импульсного газлифта. На рисунке 3.15 представлена гидравлическая характеристика газлифтного подъемника при непрерывной и импульсной подачах газа. Как видно, при непрерывной подаче газа имеет место ординарная гидравлическая характеристика, на которой выделяются оптимальные режимы: режим минимального удельного расхода газа и режим максимальной подачи жидкости. При импульсной подаче газа гидравлическая характеристика качественно не меняется. Вместе с тем увеличивается расход жидкости, 96 особенно в режиме максимальной подачи, снижается удельный расход газа, расширяется оптимальная область. R, м3/м3 Qж, м3/сут Qr, тыс. м3/сут Qr, тыс. м3/сут 1 – непрерывная подача газа; 2 – импульсная подача газа Рисунок 3.15 – Гидравлическая характеристика газлифтной скважины Исследования показали, что с увеличением периода импульса подача жидкости увеличивается, но до определенного значения. При большом периоде импульса подачи газа приходим к периодическому газлифту. Если период импульса уменьшать до нуля, импульсный газлифт переходит в непрерывный газлифт [33]. С уменьшением продуктивности скважины область эффективной работы импульсного газлифта сокращается (рисунок 3.15). При низкой продуктивности скважин применяется периодический газлифт. Импульсные технологии используют и в других технологических процессах: промывка засоренных трубопроводов (труб) импульсной подачей промывочной жидкости; продувка шахтных штреков импульсной подачей воздуха; импульсная продавка цементного раствора за колонну при цементаже скважины; освоение скважины с импульсной закачкой газа в условиях разрушения пласта и выноса песка в скважину. Испытывался способ эксплуатации фонтанной скважины с высоким содержанием 97 парафинов в продукции и в условиях интенсивного выноса песка. При импульсной отсечке потока жидкости на устье скважины кристаллизация парафинов и вынос песка полностью исключались. Остановимся на технологии импульсного газлифта с точки зрения возможности ее применения на скважинах СП «Вьетсовпетро». Особенность технологии импульсного газлифта заключается в создании в колонне НКТ регулярного газожидкостного потока пробковой структуры. Жидкостные и газовые пробки чередуются равномерно в определенной последовательности. Газовая пробка обтекается жидкостью со скоростью, компенсирующей гидростатический перепад давления по длине газовой пробки, поэтому общий перепад давления определяется только весом столба жидкости по длине жидкостных пробок. Импульсный газлифт используется для эксплуатации малодебитных скважин (дебит жидкости до 30 м3/сут). Гидравлические сопротивления в этом случае составляют порядка 3 % от общего перепада давления, и ими в расчетах можно пренебречь. Тогда уравнение гидростатики можно записать в виде: P раб – P буф = n ∙ lж ∙ g ∙ ρж, (3.13) где n – число жидкостных пробок по длине колонны НКТ: n Lкл , lж lг (3.14) lж – длина жидкостной пробки: l ж= Qж Qг tж ; fТ (3.15) lг – длина газовой пробки: lг= QГР QГ tГ ; fT 0 (3.16) tЖ, tГ – время образования жидкостной и газовой и пробок; QЖ, QГ – расход пластовой жидкости и пластового газа при среднем давлении и средней температуре в газлифтном подъемнике; 98 QГР – расход компримированного (рабочего) газа во время его подачи в колонну НКТ при среднем давлении и средней температуре; φ0 – доля сечения трубы, занятая газовой пробкой, зависит от вязкости жидкости, изменяется в пределах 0,90…0,95 (верхний предел относится к движению безводной нефти); fТ – площадь сечения НКТ. Из совместного решения формул (3.13) – (3.16) получаем соотношение: tГ L g ж Q QГ ( КЛ 1) ж 0 , tЖ Pраб Pбуф QГР QГ (3.17) которое позволяет рассчитать требуемые параметры импульсного газлифта для заданной характеристики скважины по расходу жидкости и давлениям в точке ввода газа в колонну НКТ и на буфере. Суточный расход компримированного газа будет составлять: V СУТ =V Г ∙ tГ tГ tЖ . (3.18) Формулу (3.17) можно записать в виде: R= 0 ∙ 1 tЖ , tГ (3.19) где R = (QГР+QГ)/QЖ – удельный расход газа при среднем давлении и средней температуре в газлифтном подъемнике, – удельный перепад давления (градиент давления). Удельный расход компримированного газа при нормальных условиях рассчитывается по формуле: R 0 =(R – P T QГ ) CP 0 . Q Ж P0 Z TCP (3.20) Формулы (3.19) и (3.20) позволяют оценивать возможность применения импульсного газлифта в скважине. Опыт промысловых исследований импульсного газлифта и данные по другим импульсным технологиям определяют оптимальное значение 99 отношений импульсов tГ / tж = 1. Этого можно достичь путем изменения расхода газа. Задаваясь значениями отношения времени образования жидкостной и газовой пробок, можно рассчитать требуемый расход компримированного газа: Q CP = ( LКЛ g ж t Ж 1) (QЖ QГ ) 0 QГ ; Pраб Pбуф t Г (3.21) или tГ Q CP =(Q ГР +Q Г )∙ t tж Г t QГ . (3.22) Ж Тогда требуемый расход компримированного газа при нормальных условиях: V Г =Q ГР ∙ PCP T0 . P0 Z TCP (3.23) * По результатам расчета строится график функции VГ* f t Ж (рисунок 3.15), импульсного по которому газлифта, можно оценить приемлемый для область t * Г применения практики расход компримированного газа и периоды импульсов. Оценка технологической эффективности интенсификации добычи нефти из скважин месторождений шельфа юга Вьетнама 1. Основным показателем степени загрязнения призабойной зоны пласта и уровня снижения (увеличения) продуктивности скважины является показатель «отношение продуктивности» (ОП) [56, 57]. Показатель ОП определяется отношением фактической продуктивности (К прф ) скважины к её потенциальной продуктивности (К прп ): ОП= К прф К прп . (3.24) 100 Аналогами показателя ОП, апробированными в нефтепромысловой практике на месторождении «Белый Тигр» являются: - коэффициент потока К п , рассчитываемый но формуле: Кп = ср , уд. з (3.25) где уд. з – гидропроводность удаленной зоны; – осредненная гидропроводность удаленной и призабойной зоны; ср - коэффициент качества вскрытия S в , рассчитываемый по формуле: Sв = К ср К уд , (3.26) где К уд – проницаемость удаленной зоны пласта; К ср – средняя проницаемость удаленной и призабойной зон пласта; - коэффициент гидродинамического совершенства скважин , рассчитываемый по формуле: = lg lg ср rc ср , (3.27) rпр где ср – половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними; rc – радиус скважины; rпр – приведенный радиус скважины, т.е. радиус эквивалентной совершенной скважины, которая эксплуатируется с тем же дебитом и при том же перепаде давления, что и реальная несовершенная скважина, с действительным радиусом rc . 2. Для оценки состояния призабойной зоны скважины при проведении технологических мероприятии и операций по интенсификации добычи нефти (ИДН) также используется показатель величины скин-эффекта (S) [37, 71], 101 определяемый по кривой восстановления давления (КВД) при гидродинамическом исследовании скважины и дополнительная величина депрессии (P s ), затрачиваемой на его преодоление, которые рассчитываются по формуле: S = 1,151∙ ( P log T 4) , i (3.28) P s =0,87∙i∙S, где P – перепад давления при проведении ГДИ; Т – промежуток времени между исследованиями; i – угловой коэффициент прямой (касательной к КВД). 3. Показатели ОП, Кп, Sв, α, S, Ps определяются специализированными подразделениями (партия по испытанию пластов, контрольно- интерпретационная партия, лаборатория гидродинамических исследований КПГ и НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро») по типовым методикам с использованием результатов стандартных ГДИ. 4. Оценка технологической эффективности работ по ИДН осуществляется на основе показателей (по пп. 1, 2), полученных до и после проведения мероприятия по ИДН. Для скважин, находящихся в эксплуатации, оценка технологической эффективности работ по ИДН осуществляется также на основе анализа динамики работы скважины (объекта) до и после проведения мероприятия по ИДН. Для операций ИДН, связанных с поинтервальным воздействием на объект, а также (приемистости) с направленным скважины, изменением дополнительно профиля анализируются притока результаты замеров профиля притока (приемистости) скважины до и после проведения мероприятия по ИДН. 5. Оценка технологической эффективности мероприятия по ИДН на основании анализа динамики работы скважины осуществляется за период 2…3 месяцев до и 2…3 месяцев после проведения мероприятия по ИДН при 102 установившемся режиме работы скважины [58, 71]. Установившимся считается режим работы скважины, при котором отсутствует внешнее вмешательство в ее работу (смена штуцеров, остановка и т.д.), а динамика параметров работы скважины имеет устойчивый характер, т.е. параметры либо постоянны, либо имеют тенденцию к равномерному постепенному изменению (тренду), допускающему экстраполяцию результатов измерений во времени (например снижение дебита скважины с постоянным коэффициентом падения дебита, устойчивый темп изменения обводненности продукции и т.п.). Предварительную оценку технологической эффективности мероприятия по ИДН допускается выполнять за период не менее 2 месяцев до и 0,5 месяца после проведения мероприятия. Предварительная оценка может выполняться с целью оперативной корректировки технологии проведения мероприятия ИДН. В дальнейшем предварительная оценка дополняется анализом динамики работы скважины за период от 2 до 3 месяцев после ИДН. В случае отсутствия устойчивого режима работы скважины в указанный период анализ проводится за период 6 месяцев либо за период от окончания выполнения мероприятия по ИДН и до проведения на скважине очередного планового мероприятия, (КРС, ТРС), существенно влияющего на состояние ПЗП. При отсутствии возможности обеспечения устойчивого режима работы скважины после ИДН оценку технологической эффективности мероприятия по ИДН осуществляют на основании анализа работы скважины до и после ИДН при сопоставимых режимах работы скважины. Сопоставимыми режимами работы скважины считаются режимы, обеспечивающие получение объективных показателей работы скважины и состояния ПЗП при изменившихся режимных параметрах эксплуатации скважины (например смене штуцера, фиксируемом падении либо росте пластового давления, связанного с изменением режима заводнения пласта и т.п.). 103 Для оценки эффективности мероприятия по ИДН в условиях изменения режимных параметров эксплуатации скважин наиболее объективным показателем работы скважины и состояния ПЗП является коэффициент продуктивности (приемистости). В этом случае также осуществляется сравнительная оценка обводненности добываемой продукции и профиля притока (приемистости) до и после мероприятия ИДН. Перечисленные параметры фиксируются с учетом имеющих место изменений в режиме эксплуатации скважин и, по мере накопления данных, используются для оптимизации режимных параметров эксплуатации скважин (например для выбора оптимальной рабочей депрессии на пласт и т.п.) 6. Показателем выполняемого на технологической отдельной эффективности добывающей скважине, мероприятия, в физическом выражении является накопленная, по сравнению с базовыми показателями, добыча нефти Q нак [58] за отчетный период времени. Накопленная добыча нефти – это суммарное количество нефти, полученное из скважины (группы скважин, объекта) за рассматриваемый период времени. Производится расчет накопленной добычи нефти (жидкости), а также дополнительной, полученной за счет ИДН. Для нагнетательной скважины показателем технологической эффективности является накопленное количество закачанной в скважину жидкости либо накопленное количество жидкости, закачанной в отдельный продуктивный пласт (пропласток) при реализации методов селективной изоляции обводненных интервалов [26, 56, 69, 73]. 7. Интегральным (взаимовлияние) показателем, добывающих и учитывающим нагнетательных интерференцию скважин, является накопленная по сравнению с базовым вариантом добыча нефти на разрабатываемом участке месторождения. 8. Расчет накопленной добычи нефти по базовому варианту учитывает режим работы объекта (скважины, пласта, участка), предшествующий производству работ по интенсификации добычи нефти, с экстраполяцией во 104 времени результатов влияния на дебит (закачку) долговременных геологотехнологических факторов, выявленных для данного объекта (темпа падения пластового давления, увеличения скин-эффекта и т.п.). При расчете накопленной добычи нефти по базовому и фактическому вариантам учитываются изменения (нарушения) режима эксплуатации, вызванные организационными причинами (сменой и ремонтом ВСО, вынужденными простоями и т.п.), не связанные с подготовкой объекта к проведению работ по интенсификации добычи нефти, его последующим освоением и ликвидацией негативных последствий (если таковые имеются) указанных работ. Потери накопленной добычи нефти в результате нарушения режима эксплуатации объекта в процессе (либо после) производства работ по интенсификации добычи нефти, возникшие из-за несоответствующего заданным требованиям РД качества выполнения работ, предшествующих несоответствия или сопутствующих параметров работам оборудования, по интенсификации, материалов и процесса интенсификации, учитываются отдельно. 9. Учет изменения режима эксплуатации объекта в плановом порядке, связанного с подготовкой объекта к проведению работ по интенсификации добычи нефти и с его последующим освоением, выполняется отдельно, как и учет нарушений, обусловленных негативными последствиями (если таковые имеются) производства работ по ИДН. В последнем случае выясняются причины негативных последствий и выполняется их технико-экономическая оценка. 10. Технологическую эффективность жидкостей глушения рекомендуется оценивать согласно п. 5. Минимальным значениям потери дебитов (приемистости) до и после глушения при установившемся режиме работы скважины, а также минимальной потере накопленной добычи нефти п. 6 соответствует максимальная эффективность мероприятия по глушению скважины. 105 11. В условиях СП «Вьетсовпетро» для оценки технологической эффективности работ по ИДН следует использовать данные ГДИ скважин до и после проведения работ. Определенные по данным ГДИ коэффициенты продуктивности (Кпрф) скважин до и после проведения работ являются основными параметрами, эффективность показателем характеризующими мероприятия. является Для технологическую нагнетательных коэффициент скважин приемистости. таким Увеличение коэффициента продуктивности (приемистости) в результате проведения мероприятии по ИДН свидетельствует о его успешности. Для оценки потенциальных возможностей скважины и проектирования мероприятия по ИДН основным показателем является показатель ОП (п. 1), также определяемый по данным ГДИ (п. 3). Минимальным значениям ОП соответствует наибольшая загрязненность призабойной зоны. Задачей ОПЗ является достижение потенциальной продуктивности скважины и показателя ОП 1, т.е. получения фильтрационных характеристик ПЗП, превышающих природные начальные фильтрационные характеристика пласта. При отсутствии технологической представительных эффективности данных ГДИ для оценки работ используются технологические показатели (по п.п. 4, 5, 6). Анализ технологических показателей работы скважин рекомендуется проводить для повышения достоверности оценки эффективности работ по ИДН и при наличии представительных данных ГДИ [37, 39]. 12. Для достоверной качественной технологической оценки опытно- методических мероприятий по ИДН, а также ОПЗ, связанных со значительными материальными затратами (ГРП, ПГД и др.), рекомендуется проведение комплекса ГДИ до и после мероприятия с расчетом всех перечисленных по п.п. 1, 2, 3 показателей. 13. Для мероприятий ИДН, предполагающих поинтервальное воздействие на коллектор либо направленных на изменение профиля притока 106 (приемистости) объекта, рекомендуется проведение комплекса ГИС по точной привязке интервала воздействия, определению состояния ПЗП, ствола скважины, изменению профиля притока (приемистости) при различных режимах работы скважины до и после мероприятия. Выводы по главе 3 1. Использование предлагаемой схемы позволит увеличить время непрерывной работы газлифтной скважины за счет оптимизации работы системы в процессе добычи нефти. 2. Получена аналитическая зависимость дебита жидкости от удельного расхода закачиваемого газа. Предложен графоаналитический способ нахождения максимального и оптимального значений дебитов. 3. Установлено, что увеличение коэффициента погружения можно получить путем рациональной расстановки газлифтных клапанов. 107 ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЕ 4.1. О совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации скважин Впервые в России принцип лифтирования продукции скважин газом был предложен и осуществлен В.Г. Шуховым в 1897 году на Бакинских месторождениях путем применения технологий нагнетания сжатого газа [53], когда по мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважины уже прекращалось. Путем искусственной подачи энергии по затрубному пространству подача газа в насосно-компрессорные трубы выполняется путем распределения через пусковые клапаны. Эффект фонтанирования поддерживается в этом случае, если энергия на забойном участке будет выше гидростатического давления, или Wзаб = Wп = Wж + Wг, (4.1) где Wзаб – энергия на забое скважины; Wп – природная энергия пласта; Wж и Wг – потенциальная энергия жидкости и газа. Если рассматривать энергию как приведенную до низа насоснокомпрессорных труб сжатым газом, то работу газлифта с его клапанной системой можно рассматривать при определенных условиях как фонтанный лифт. Но газлифтный способ достаточно значительно отличается от фонтанного прежде всего тем, что за счет ввода большого объема газа меняются физико-химические свойства нефти, температурный режим лифта и расход энергии на подъем по длине лифта. Формула расчета энергии, расходуемой и подаваемой с поверхности на подъем 1 м3 нефти до устья скважин, имеет вид: 108 Wп= Pнас Pу 1 R0 опт P0 k z R0 опт P0 T у k Pу z P ln нас T0 T0 Pу (4.2) , где по рекомендации А.П. Крылова R0опт вычисляется по следующей зависимости: R0опт 1.227 102 H б ж g H б Pнас Pу . Pнас 0.5 d Pнас Pу lg Pу (4.3) В этих выражениях: Pнас , Pу , P0 – давления: насыщения, устьевое и атмосферное; H б – глубина спуска башмака фонтанного лифта, м; k – эмпирический числовой коэффициент, имеющий размерность МПа; Tу – температура на устье скважины; z – коэффициент сверхсжимаемости реального газа, который зависит от состава газа, давления и температуры; d – диаметр насосно-компрессорных труб; ж – плотность жидкости. Для случая многокомпонентной смеси в идеальном виде средняя плотность поднимаемой смеси определяется: см г н в н b , (4.4) где г н в – плотности соответственно газа, нефти, воды, b – доля воды в продукции. На основании формул (4.2) и (4.3) видим, что расход энергии на подъем жидкости зависит от общих потерь от башмака до устья, которые распределяются, в основном, между потерей энергии за счет вязкостных характеристик жидкости, ее плотности и расхода газа. В нашей работе исследуется один из способов оптимизации режимов управления подъемом жидкости по формуле (4.4) путем управления средней плотностью поднимаемой жидкости в отдельных точках лифта с 109 одновременной подачей расчетного объема газа и диспергированием поднимаемой жидкости. Принцип и технология диспергирования при движении многокомпонентной смеси известны достаточно широко. Наиболее простые методы или технологии диспергирования многокомпонентной смеси (нефть + газ + вода) в упрощенном виде представлены на рисунке 4.1. Так, например, это технологии, работающие на принципах струйных аппаратов (рисунок 4.1, а) или на смешении продукции скважин от энергии потока (рисунок 4.1, в) и в простейшем виде использующие, например, винтовое движение (рисунок 4.1, б), или комбинированные (рисунок 4.1, г), путем изменения расхода, давления и температуры за счет кратковременного изменения объемов движущейся смеси по длине лифта. Анализ различных конструкций диспергаторов (проанализировано более 100 конструкций) показал, что наиболее универсальной является конструкция, разработанная автором по патенту 118680 РФ, принципиальная схема которой приведена на рисунке 4.1, г. Этому предшествовали глубокие теоретические исследования с целью определения механизма движения многокомпонентной смеси при переходе с разнообъемных камер, последовательно соединенных в единую конструкцию, в которых кратковременно изменяются давление, расход, температура, вязкость и скорость движения потока с учетом основных рекомендаций, приведенных в [7, 17, 18, 33], а также исследований автора [21 – 25, 28 – 32]. Поэтому теоретического надо было провести исследования выбор движения и обоснование многофазной метода жидкости в диспергаторе на базе изучения основных технологий и технических средств для их осуществления, показанных, например в [1 – 6, 11, 34]. 110 струйный а механические методы б в комбинированные методы г Смеситель Смеситель Смеситель Смешение и многофазный, работает от работает от диспергирование работающий от потока в виде потока в виде фаз происходит потока лопастной закрепленного от потока вертушки шнека Рисунок 4.1 – Упрощенные схемы диспергирования потока от энергии пласта и возмущений, вводимых с поверхности 4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе Численное моделирование течения в диспергаторе основано на применении пакета многоцелевого гидрогазодинамического моделирования «FlowVision». Данный пакет позволяет за счет оптимального формирования 111 математической модели для происходящих в диспергаторе процессов получить картину течения многофазной жидкости, сопоставимую с реальной, что, в свою очередь, делает возможным анализ адекватности конструкции диспергатора и дает более точное представление о его работе без проведения промысловых исследований. Постановка задачи исследования была расчленена на отдельные этапы, включающие определение изменения давления и последовательно всех характеристик потока (скорости, траекторий линий тока, распределения турбулентной энергии и диссипации турбулентной энергии) в стволе скважины с установленным диспергатором. С этой целью в пакете твердотельного моделирования была построена трехмерная модель участка ствола скважины с диспергатором. Затем данная 3D модель была загружена в пакет «FlowVision». Фрагмент построенного участка ствола скважины, импортированного в пакет гидрогазодинамического моделирования представлен на рисунке 4.2. В принятой нами математической модели включена система уравнений, состоящая из: уравнений Навье-Стокса, уравнения массопереноса, уравнения энергии и уравнений турбулентности. Рассмотрим их в отдельности, так как каждое уравнение имеет свои отличительные признаки. Уравнения Навье-Стокса Система уравнений Навье-Стокса – это наиболее часто применяемые при численном моделировании течений и природных явлений уравнения (авторы – Анри Навье и Джордж Стокс). Данная система уравнений состоит из уравнения движения и уравнения неразрывности. Уравнение движения 𝜕𝜌𝑉 + ∇(𝜌𝑉⨂𝑉) = −∇𝑃 + ∇((𝜇 + 𝜇𝑡 )(∇𝑉 + (∇𝑉)𝑇 )) + (𝜌 − 𝜌ℎ𝑦𝑑 )𝑔, 𝜕𝑡 где ∇-оператор Набла (оператор Гамильтона); 𝜌 – плотность среды; 𝑉 – скорость среды; (4.5) 112 𝑡 – время; – оператор тензорного умножения; 𝜇𝑡 – турбулентная вязкость; 𝑔 – ускорение свободного падения; 𝜌ℎ𝑦𝑑 – гидростатическая плотность. Уравнение неразрывности 𝜕𝜌 𝜕𝑡 + ∇(ρV) = 0. (4.6) Уравнения массопереноса 𝜕(𝜌С) 𝜕𝑡 𝜇 𝜇𝑡 𝑆𝑐 𝑆𝑐𝑡 + ∇(𝜌𝑉𝐶) = ∇ (( + ) ∇𝐶), (4.7) где 𝐶 – концентрация фаз; 𝑆𝑐 – число Шмидта (𝑆𝑐 = 𝜇 𝜌𝐷 ); 𝐷 – коэффициент диффузии; 𝑆𝑐𝑡 – турбулентное число Шмидта (безразмерное число, показывающее соотношение интенсивностей диффузии импульса (вязкость) и диффузии фаз продукции скважин). Уравнение энергии 𝜕(𝜌𝐻) 𝜕𝑡 где 𝐻 = ℎ + 𝑉2 2 + ∇(𝜌𝑉𝐻) = 𝜕𝑃 𝜕𝑡 + ∇ (( 𝜆 𝐶𝑝 + 𝜇𝑡 ) ∇𝐻), (4.8) м2 – полная энтальпия ( 2 ); с ℎ – энтальпия. Уравнения турбулентности На сегодняшний момент существует множество различных моделей турбулентности. Отличием существующих моделей являются сложность решения и точность данных моделей, а также диапазон применимости каждой модели. Однако не стоит забывать, что численные исследования представляют собой сложный трудоемкий и энергоемкий процесс, требующий значительного машинного времени на проведение расчетов. 113 Также численные исследования ограничены возможностями аппаратного обеспечения вычислителя (компьютера). Поэтому в качестве модели турбулентности, принятой в математической модели, была выбрана наиболее часто применяемая на практике k–e модель турбулентности, достаточно функциональная для отдельных теоретических исследований, а также для решения практических задач. Уравнения данной модели турбулентности, принятые нами, имеют вид, приведенный ниже. 𝜇𝑡 = 𝐶𝜇 𝜌 𝜕(𝜌𝑘) 𝜕𝑡 𝜕(𝜌𝜀) 𝜕𝑡 + ∇(𝜌𝑉𝑘) = ∇ ((𝜇 + 𝑘2 𝜇𝑡 𝜎𝑘 𝜀 𝑓𝜇 ; (4.9) (4.10) ) ∇𝑘) + 𝜇𝑡 𝐺 − 𝜌𝜀 + 𝜑𝑘 ; 𝜇 𝜀 + ∇(𝜌𝑉𝜀) = ∇ ((𝜇 + 𝑡) ∇𝜀) + 𝐶1 𝜇𝑡 𝐺 − 𝐶2 𝑓1 𝜌 𝜎 𝑘 𝜀 𝜀2 𝑘 + 𝜑𝜀 , (4.11) где 𝑘 – турбулентная энергия; 𝜀 – скорость диссипации турбулентной энергии. Необходимо отметить, что для трехмерного нестационарного уравнения Навье-Стокса нет единственности решения, то есть не существует законченной теории существования единственности решения системы уравнений. Вследствие этого математические модели, включающие в себя уравнения Навье-Стокса, решаются в нестационарной постановке (ситуация, когда существует ряд стационарных решений в определенной области режима движения ГЖС), а модель турбулентности в этом случае является важным звеном математической модели, позволяющим замкнуть общую систему уравнений и получить требуемое решение. Граничные условия для численных исследований были приняты по фактическим параметрам и характеристикам отдельных скважин месторождения «Белый Тигр». 114 1. Стенка. Задано условие прилипания (𝑉г = 0). Шероховатость стенок НКТ hs близка нулю (0 ≤ hs ≤ 5). 2. Вход. Задано значение температуры 50 ͦ С, концентрация фаз – 50 % природного газа и 50 % углеводородов, скорость входного потока – 0,28 м с , что при диаметре ствола скважины 0,073 м соответствует дебиту 101 м3 . Начальная сут турбулизация потока (b – пульсация) 0,03 (0 < b < Начальный 0,1). масштаб турбулентности: l = 0,1 (0 < l < 0,2). 3. Свободный выход. В качестве выходного граничного условия задано нулевое давление выхода ( 𝑃 = 0 ), то есть значение давления определяется Турбулентная веществ соответственно заданы 𝜕𝑓 𝑑𝑛 ходе энергия, концентрация ( в расчета. диссипация, и как температура нулевой поток |= 0). Расчетная сетка Для решения поставленной задачи была построена равномерная расчетная сетка (27 × 27 × 510 = 371790), которая далее была адаптирована в рассматриваемой области до 670456 расчетных ячеек (с уровнем 1, соотношением мелких ячеек к крупным 0,125, максимальным числом ячеек ввода 5000). На Рисунок 4.2 – Рассматриваемый фрагмент расчетной области рисунке 4.2 приведен рассматриваемый фрагмент расчетной области. 115 4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока через секции (камеры) переменного объема Взятая в основу исследования модель турбулентности k–e применительно к пакету моделирования CFD связана с работами таких известных ученых как Bardina J.E., Huang P.G., Coakley T.J., Wilcox D.C. Основные выводы их работ наиболее подробно изложены в книгах «Turbulence Modeling Validation» и «Turbulence Modeling for CFD» и показали высокую универсальность для исследования течений многокомпонентных смесей в трубах. Это и стало одним из оснований для использования этого пакета в наших исследованиях. При результате использовании моделирования этого универсального установлены новые пакета программ схемы в движения многокомпонентной смеси в трубах переменного объема, последовательно соединенных друг с другом. Также выявлено образование избытка и ослабления турбулентной энергии на кромках соединения труб разных диаметров (рисунок 4.3) как на входе в сужение, так и на выходе из него. Причем установлено, что численные значения турбулентной энергии в сужениях тем выше, чем больше разница диаметров труб в секциях. Также интересным результатом проведенного численного расчета является то, что на стыке соединения труб разных диаметров наглядно видна застойная область с максимальным снижением турбулентной энергии (рисунок 4.3) и диссипации турбулентной энергии (рисунок 4.4). В заключение можно сказать, что создавая различные конструкции объемных секций и группируя их между собой, можно регулировать турбулентную энергию и скорость потока, что позволяет оптимизировать скважинную добычу газлифтным способом. Далее для более точного понимания специфики происходящих в диспергаторе процессов приводятся основные поля и характеристики потока в рассматриваемом устройстве (рисунок 4.5 – плотность смеси в продольной плоскости, рисунок 4.6 – скорость течения относительно расстояния до стенок ствола скважины, таблица 4.1 – результаты гидродинамических исследований изменения 116 приведенного давления газожидкостной диспергатора в долях единиц, и т.д.). смеси по сечениям секции б б Пиковое значение турбулентной энергии а а Пиковое значение турбулентной энергии а – выход из сужения; б – вход в сужение Рисунок 4.3 – Турбулентная энергия (м2/с2) в плоскости продольного сечения ствола скважины 117 Исследованиями установлено, что эффект рассеивания фаз по значениям диссипации турбулентной энергии наиболее значителен при входе в сужение (рисунок 4.4). б б Пиковое значение диссипации турбулентной энергии а а Пиковое значение диссипации турбулентной энергии а – выход из сужения; б – вход в сужение Рисунок 4.4 – Диссипация турбулентной энергии (м2/с3) в плоскости продольного сечения ствола скважины 118 Отмечается, что вектор скорости потока растет с ростом расхода газа и плотности смеси, а увеличивается в связи с тем, что часть газа идет отдельной фазой по средней части трубы. Центральное течение с преобладанием природного газа Пристеночная область с тяготением к возникновению пленки нефти а) б) Рисунок 4.5 ‒ Изолинии плотности в плоскости продольного сечения ствола скважины (а) и вектора скорости в рассматриваемой области (б) 119 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 VI III ступень V IV II ступень III Вход в область расширения диспергатора II I ступень I 1 2 3 4 мм мм мм мм 5 6 7 8 мм мм мм мм 9 10 11 12 мм 13 мм 14 мм мм мм мм Рисунок 4.6 – Распределение скорости вдоль ствола скважины в зависимости от расстояния до стенок ствола Наибольший интерес представляет динамика изменения скорости потока и расчленение его в центральной части трубы на зоны торможения и выравнивания. Так, зоны 1, 3, 5 характеризуют области разгона центральной части потока, а в зонах 2, 4, 6 – области торможения и выравнивания центральной части потока (рисунок 4.6). Исследуем более подробно поведение потока в диспергаторе. Так, распределение турбулентной энергии в продольной плоскости ствола скважины (рисунок 4.3) показывает, что пиковые изменения турбулентной энергии наблюдаются на входном и выходном участках области расширения (рисунок 4.3, а, б), при этом вблизи стенок области расширения турбулентная энергия также увеличена по 120 сравнению с центральным потоком. Такое же распределение наблюдается и для диссипации турбулентной энергии (рисунок 4.4, а, б). Из этого можно сделать вывод, что наблюдаемое нами увеличение турбулентной энергии и диссипации связано с взаимодействием потока с пограничным ламинарным слоем. Следует также отметить, что за входом в расширение и перед входом в сужение существуют области с наименьшими значениями турбулентной диссипации и энергии. Пиковые значения на кромках входа и выхода из сужения постепенно приобретают равномерный характер, что говорит о начале стабилизации потока, а также о том, что стабилизация потока на рассматриваемом режиме работы начинается на расстоянии, равном толщине стенки диспергатора, примерно составляющем 5 мм. Рассмотрение распределения плотности смеси (рисунок 4.5, а) показывает, что вблизи стенок области расширения диспергатора величина плотности потока имеет бόльшие численные значения по сравнению с центральной частью потока. Из данного результата расчета можно сделать вывод, что вблизи стенок ствола скважины в области расширения диспергатора возникают предпосылки разделения фаз на нефть и газ, однако вследствие чередования областей расширения и сужения происходит интенсивное перемешивание потока с возникновением и гашением высокоскоростного центрального течения, что ведет к разрушению начальной структуры потока. Следующим наиболее важным результатом проведенного исследования является пиковое увеличение центрального потока в сечениях входа области расширения диспергатора (рисунок 4.6). При этом по мере приближения к стенкам диспергатора скорость потока снижается, и на тех же сечениях происходит пиковое снижение скорости. Приведенные изменения скорости по мере удаления от центра ствола скважины позволяют сказать, что по мере прохождения потока газонефтяной смеси через диспергатор помимо перемешивания движущегося потока и формирования сильно смешанного течения в центре ствола образуется центральное течение с преобладанием фазы природного газа. Кроме того, по мере прохождения секций 121 диспергатора центральный поток приобретает колебательный характер вследствие разгона и торможения потока, что также способствует формированию структуры сильно смешанного течения в стволе скважины. Отметим также выявленное явление увеличения скорости центрального потока по мере прохождения секций диспергатора. Каждая секция из последовательно соединенных между собой способствует плавному увеличению скорости в центре ствола на 20 % с последующим ее снижением по мере прохождения участка расширения. При этом в пристеночной области наблюдается обратная картина – снижение скорости в пристеночной области по мере прохождения потока через ступени диспергатора (рисунок 4.6). Таблица 4.1 ‒ Результаты гидродинамических исследований изменения приведенного давления газожидкостной смеси по сечениям секции диспергатора в долях единицы Расстояние до точки замера давления от оси потока (радиус по просвету сечения),м № ,м Сеч. 0 0.003 0.006 0.009 0.012 0.015 0.018 0.021 0.024 0.027 0.030 0.033 0.036 сеч. 1 1 0.966 0.8696 0.6994 0.4915 0.3214 0.189 0.0945 0.0378 0.0076 0 2 1 0.9771 0.88 0.7 0.4286 0.2929 0.22 0.1686 0.1429 0.1029 0 3 1 0.9551 0.793 0.6167 0.4493 0.3524 0.2899 0.2537 0.1762 0.0379 0 4 1 0.967 0.8187 0.6414 0.4029 0.3223 0.3223 0.2772 0.1918 0.0806 0 5 1 0.9648 0.7812 0.5859 0.4551 0.3906 0.3477 0.2285 0.1953 0.166 0 6 1 0.9826 0.9163 0.7741 0.5845 0.4107 0.2528 0.1106 0.0632 0.0632 0.0316 0.0158 0 7 1 0.9781 0.9069 0.7773 0.5992 0.4437 0.3198 0.2583 0.2405 0.1846 0.064 0.0146 0 8 0.9293 0.9446 0.9663 0.9902 1 0.9848 0.9478 0.8696 0.6522 0.3261 0.1087 0.013 0 9 0 0.0223 0.1192 0.313 0.6037 0.7975 0.9157 0.9913 1 0.968 0.8556 0.4981 0.313 10 0 0.0228 0.108 0.3062 0.5332 0.8018 0.9524 1 0.9405 0.6174 0.3271 0.1873 0.108 11 0 0.0275 0.1176 0.3137 0.5098 0.7059 0.902 1 0.9853 0.8039 0.6078 0.451 0.4118 12 0 0.0236 0.1142 0.311 0.5079 0.7047 0.9016 1 1 0.9016 0.7047 0.5433 0.5079 13 0 0.0263 0.1042 0.2405 0.4499 0.6728 0.8666 1 1 0.8539 0.6952 0.5501 0.5131 14 0 0.0234 0.084 0.2187 0.4141 0.6094 0.8047 0.9678 1 0.8535 0.707 0.5977 0.5117 15 0 0.0301 0.1271 0.2629 0.418 0.612 0.806 0.9457 1 0.8506 0.709 0.5926 0.515 16 0 0.0335 0.1242 0.2873 0.473 0.6868 0.892 1 1 0.892 0.784 0.676 0.568 17 0 0.0153 0.1028 0.2604 0.453 0.6827 0.8906 1 1 0.8906 0.6718 0.5624 0.5624 18 0 0.0209 0.1131 0.2788 0.4512 0.6707 0.8902 1 1 0.8902 0.6707 0.5609 0.5609 19 0 0.0099 0.052 0.2265 0.4196 0.6621 0.8998 1 1 0.8762 0.6287 0.5223 0.505 20 0 0.0217 0.1141 0.2685 0.4565 0.6739 0.8913 1 1 0.8261 0.6739 0.5652 0.4565 21 0 0.0185 0.0665 0.2366 0.4547 0.6728 0.8909 1 0.964 0.8103 0.6521 0.5082 0.4547 22 0 0.0138 0.0679 0.2259 0.4316 0.6501 0.8621 1 0.9915 0.8621 0.666 0.5164 0.438 23 0 0.0262 0.1254 0.3003 0.4985 0.7085 0.8851 1 1 0.8834 0.8076 0.7487 0.7085 24 0 0.0212 0.1191 0.2985 0.5106 0.7064 0.8695 0.9674 1 0.9837 0.9347 0.8173 0.5595 25 0 0.0288 0.1223 0.2734 0.482 0.6763 0.8561 0.9784 1 0.9712 0.9856 1 1 26 0.04 0 0.0764 0.2 0.4 0.5364 0.6909 0.7818 0.7727 0.7909 0.9273 1 1 27 0.2537 0.2325 0.125 0 0 0.125 0.375 0.75 1 1 0.5 28 0 0.0055 0.0331 0.1157 0.2534 0.4738 0.7824 1 0.9862 0.5895 0.4738 29 1 0.9938 0.972 0.9031 0.7776 0.536 0.3106 0.0447 0 0.2484 0.4348 30 1 0.9699 0.7759 0.388 0.097 0 0.0388 0.194 0.3366 0.4588 0.485 31 1 0.9521 0.708 0.3227 0.065 0 0.0785 0.2405 0.2712 0.2491 0.2307 122 Зона восстановления Зона перемешивающего схлопывания Зона удара Зона уплотнения Зона перехода Зона разрядки Зона возмущения Рисунок 4.7 ‒ Отображение модели секции диспергатора с векторами распределения скоростей и нумерацией рассматриваемых по потоку сечений 123 На участке диспергатора от сечения 1 до сечения 6 определены закономерности изменения энергетических показателей движения газожидкостной смеси (рисунок 4.7). Отмечается энергетическое изменение структуры потока, но данных возмущений пока не достаточно для интенсивного перемешивания. Кривые изменения давления от радиуса по сечениям (приведенные в описании к рисунку 4.8) достаточно точно описываются уравнениями шестого порядка (квадрат коэффициента корреляции более 0,99). 1 1 сеч. 2 сеч. 3 сеч. 4 сеч. 5 сеч. 6 сеч. 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м 1 ‒ y = 2E + 10x6 ‒ 2E + 09x5 + 7E + 07x4 ‒ 798237x3 ‒ 420.88x2 ‒ 3.4004x + 0.9993; R2=0.9999 2 ‒ y = 5E + 10x6 ‒ 5E + 09x5 + 1E+08x4 ‒ 2E + 06x3 + 2625.6x2 ‒ 1.1501x + 0.9982; R2=0.9984 3 ‒ y = 4E + 10x6 ‒ 3E + 09x5 + 7E + 07x4 ‒ 342972x3 ‒ 5817.1x2 + 1.887x + 1.001; R2=0.9998 4 ‒ y = 6E + 10x6 ‒ 5E + 09x5 + 1E + 08x4 ‒ 877009x3 ‒ 4587.2x2 + 9.4736x + 0.9987; R2=0.9977 5 ‒ y = -8E + 10x6 + 7E + 09x5 ‒ 3E + 08x4 + 5E + 06x3 ‒ 38829x2 + 73.629x + 0.9975; R2=0.9983 6 ‒ y = 1E + 10x6 ‒ 1E + 09x5 + 6E + 07x4 ‒ 857995x3 + 1883.2x2 ‒ 5.5234x + 1.0005; R2=0.9995 Рисунок 4.8 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 1–6 сечениях секции диспергатора (зона возмущения, начало зоны разрядки) 124 График относительных давлений в зависимости от радиуса просвета сечения при смене режимов течения имеет характерные отличия (рисунок 4.9), которые вызваны переходным процессом движения газожидкостной смеси от сечения 6 до сечения 10. Следует отметить то, что относительное изменение давления в сечениях 9 и 10 имеет сдвиг (сужение) максимума значений просвета с R = 0,023 м до R = 0,021 м, причем в пристеночных зонах просвета давление резко снижается и достигает минимума при R = 0,034…0,037 м. Это говорит о том, что в этой зоне энергия сжатия резко уменьшается за счет торможения ГЖС о стенки расширенного участка диспергатора. 6 сеч. 7 сеч. 8 сеч. 9 сеч. 10 сеч. 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м 6 ‒ y = 1E + 10x6 ‒ 1E + 09x5 + 6E + 07x4 ‒ 857995x3 + 1883.2x2 ‒ 5.5234x + 1.0005; R2=0.9995 7 ‒ y = 2E + 10x6 ‒ 2E + 09x5 + 8E + 07x4 ‒ 1E + 06x3 + 2841.7x2 ‒ 7.0003x + 0.9992; R2=0.999 8 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 9E + 07x4 + 2E + 06x3 ‒ 12608x2 + 39.229x + 0.9232; R2=0.9965 9 ‒ y = 1E + 10x6 ‒ 1E + 09x5 + 6E + 07x4 ‒ 1E + 06x3 + 19747x2 ‒ 54.921x + 0.0101; R2=0.9922 10 ‒ y = -2E+ 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 2E + 06x3 ‒ 10156x2 + 27.158x ‒ 0.0037; R2=0.9955 Рисунок 4.9 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 6–10 сечениях секции диспергатора (зона разрядки, начало зоны перехода) 125 Далее по потоку механизм движения ГЖС стабилизируется, достигая максимума относительного изменения давления, как и в сечениях 9 и 10, которое продолжается до сечения 23 (рисунки 4.10 – 4.13). 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 10 сеч. 11 сеч. 12 сеч. 13 сеч. 14 сеч. 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м 10 ‒ y = -2E + 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 2E + 06x3 ‒ 10156x2 + 27.158x ‒ 0.0037; R2=0.9955 11 ‒ y = -2E + 09x6 + 6E + 08x5 ‒ 4E + 07x4 + 568271x3 + 253.28x2 + 6.0996x ‒ 0.002; R2=0.9983 12 ‒ y = 5E + 09x6 ‒ 2E + 08x5 ‒ 631341x4 ‒ 77994x3 + 5581x2 ‒ 9.386x + 0.0003; R2=0.9995 13 ‒ y = -9E + 09x6 + 1E + 09x5 ‒ 7E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 6693.8x2 + 22.456x ‒ 0.0025; R2=0.9992 14 ‒ y = -9E + 09x6 + 1E + 09x5 ‒ 7E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 7421.2x2 + 23.846x ‒ 0.0032; R2=0.997 Рисунок 4.10 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 10–14 сечениях секции диспергатора (зона перехода) 126 Из рисунка 4.11 видим, что заметных изменений в закономерностях движения ГЖС в сечениях 10–18 не наблюдается, хотя P имеет смещение максимума, так же как и в сечениях 10–14 на 0,0001…0,001 м радиуса просвета. 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 14 сеч. 15 сеч. 16 сеч. 17 сеч. 18 сеч. 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.04 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м м 14 ‒ y = -9E + 09x6 + 1E + 09x5 ‒ 7E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 7421.2x2 + 23.846x ‒ 0.0032; R2=0.997 15 ‒ y = -2E + 09x6 + 6E + 08x5 ‒ 4E + 07x4 + 807541x3 ‒ 4124.9x2 + 23.688x ‒ 0.0052; R2=0.9964 16 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 9E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 7324.6x2 + 27.249x ‒ 0.0037; R2=0.9989 17 ‒ y = -3E + 09x6 + 8E + 08x5 ‒ 5E + 07x4 + 834731x3 ‒ 2375x2 + 9.7711x ‒ 0.0027; R2=0.9989 18 ‒ y= -6E + 08x6 + 5E + 08x5 ‒ 4E + 07x4 + 718464x3 ‒ 2030.7x2 + 12.489x ‒ 0.0035; R2=0.9983 Рисунок 4.11 – Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 14–18 сечениях секции диспергатора (зона перехода) 127 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 18 сеч. 19 сеч. 20 сеч. 21 сеч. 22 сеч. 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 0.04 Радиус просвета сечения, м 18 ‒ y = -6E + 08x6 + 5E + 08x5 ‒ 4E + 07x4 + 718464x3 ‒ 2030.7x2 + 12.489x ‒ 0.0035; R2=0.9983 19 ‒ y = -1E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 8E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 6742.3x2 + 13.758x ‒ 0.0014; R2=0.9981 20 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 2E + 06x3 ‒ 9915.6x2 + 32.111x ‒ 0.0059; R2=0.9968 21 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 2E + 06x3 ‒ 8809.4x2 + 20.284x ‒ 0.0013; R2=0.999 22 ‒ y = -9E + 09x6 + 1E + 09x5 ‒ 7E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 5619.6x2 + 13.479x ‒ 0.0016; R2=0.9991 Рисунок 4.12 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 18–22 сечениях секции диспергатора (зона перехода, начало зоны уплотнения) 128 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 22 сеч. 23 сеч. 24 сеч. 25 сеч. 26 сеч. 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м 22 ‒ y = -9E + 09x6 + 1E + 09x5 ‒ 7E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 5619.6x2 + 13.479x ‒ 0.0016; R2=0.9991 23 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 8E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 4437.7x2 + 17.602x ‒ 0.0034; R2=0.9986 24 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 5E + 07x4 + 623585x3 + 1674.7x2 ‒ 2.5089x + 8E ‒ 05; R2=1 25 ‒ y = -2E +10x6 + 2E + 09x5 ‒ 9E + 07x4 + 1E + 06x3 ‒ 5769.6x2 + 20.296x ‒ 0.0025; R2=0.9994 26 ‒ y = -3E +10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 1E + 06x3 ‒ 2412.4x2 ‒ 10.325x + 0.0369; R2=0.9977 Рисунок 4.13 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 22–26 сечениях секции диспергатора (зона уплотнения, зона удара) 129 Результаты численных исследований по группам сечений от 9 до 23 с достаточно высокой достоверностью (более 90 %) обобщаются в следующие эмпирические зависимости: 9-10 ‒ y = 8E + 09x6 ‒ 8E + 08x5 + 4E + 07x4 ‒ 1E + 06x3 + 25323x2 ‒ 124.36x + 0.2047; R2 = 0.9056 10-14 ‒ y = -2E + 10x6 + 2E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 2E + 06x3 ‒ 17792x2 + 89.946x ‒ 0.1407; R2 = 0.9287 14-18 ‒ y = -2E + 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 3E + 06x3 ‒ 28020x2 + 145.16x ‒ 0.2330; R2 = 0.9911 18-22 ‒ y = -2E + 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 3E + 06x3 ‒ 24199x2 + 113.02x ‒ 0.1753; R2 = 0.9944 22-23 ‒ y = -2E + 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 3E + 06x3 ‒ 20792x2 + 100.38x ‒ 0.1572; R2 = 0.9662 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 26 сеч. 27 сеч. 28 сеч. 29 сеч. 30 сеч. 31 сеч. 0.3 0.2 0.1 0 0 0.01 0.02 0.03 0.04 Радиус просвета сечения, м 26 ‒ y = -3E + 10x6 + 3E + 09x5 ‒ 1E + 08x4 + 1E + 06x3 ‒ 2412.4x2 ‒ 10.325x + 0.0369; R2 = 0.9977 27 ‒ y = 3E + 10x6 ‒ 2E + 09x5 + 6E + 07x4 ‒ 39455x3 ‒ 7464.5x2 + 14.153x + 0.2539; R2 = 0.9994 28 ‒ y = 2E+11x6 ‒ 2E + 10x5 + 4E + 08x4 ‒ 6E + 06x3 + 33024x2 ‒ 64.776x + 0.0038; R2 = 0.9977 29 ‒ y = -1E + 11x6 + 9E + 09x5 ‒ 3E + 08x4 + 3E + 06x3 ‒ 19079x2 + 36.904x + 0.9974; R2 = 0.998 30 ‒ y = 6E + 10x6 ‒ 5E + 09x5 + 1E + 08x4 ‒ 159889x3 ‒ 17085x2 + 48.042x + 0.996; R2 = 0.9977 31 ‒ y = 9E + 10x6 ‒ 6E + 09x5 + 1E + 08x4 ‒ 233640x3 ‒ 18033x2 + 42.084x + 0.9974; R2 = 0.9985 Рисунок 4.14 ‒ Эпюры относительного изменения давления ( P ) по радиусу на 26–31 сечениях секции диспергатора (зона удара, зона перемешивающегося схлопывания и зона восстановления) 130 Отметим, что с сечений 24–26 (зона удара) газожидкостная смесь испытывает впервые выявленный автором процесс вынужденного ударноколебательного движения, причем амплитуда колебаний и сила удара тем выше, чем меньше разница объемов и выше скорость смеси (рисунок 4.14). В этих сечениях смесь интенсивно перемешивается вплоть до сечения 29. Анализируя все явления, связанные с механизмом движения газожидкостной смеси в диспергаторе, можно сделать нижеследующие теоретические выкладки. По результатам проведенных модельных исследований влияния конструкции диспергатора на поток скважинной продукции в лифте газлифтной скважины (рисунки 4.3 – 4.14) были сформированы представления о влиянии локализованных местных сопротивлений на газожидкостную смесь. А именно – построены эпюры изменения давления по сечениям секции диспергатора, которые показали механизм его работы как деструктора потока ГЖС, привносящего перенаправление линий тока и изменение локальной турбулентности движущейся среды. На рисунке 4.7 показано, что анализ изменения скоростей потока в диспергаторе позволяет выделить семь зон, характеризующих механизм движения потока в трубах переменного объема, в том числе зону возмущения потока, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления. Характерные фрагменты этих явлений приведены на рисунках 4.8 – 4.14 с подробным анализом численных значений относительного изменения давления в сечениях секции диспергатора по радиусу просвета текущего сечения. На основе обобщения результатов численных исследований впервые построена многомерная математическая модель изменения поля давления и скоростей потока в диспергаторе (рисунок 4.15). 131 31 сеч. Зона восстановления 30 сеч. 29 сеч. 28 сеч. 27 сеч. Зона перемешивающего схлопывания 30 сеч. 23 сеч. Зона удара 27 сеч. 28 сеч. 27 сеч. 26 сеч. Зона уплотнения 25 сеч. 22 сеч. 24 сеч. 21 сеч. 23 сеч. 20 сеч. 19 сеч. 18 сеч. 17 сеч. Зона подготовки 16 сеч. 15 сеч. 14 сеч. 13 сеч. 12 сеч. 11 сеч. Зона разрядки 9 сеч. 10 сеч. 8 сеч. 7 сеч. Зона возмущения 6 сеч. 5 сеч. 4 сеч. 3 сеч. 2 сеч. 0.036 0.033 0.030 0.027 0.024 0.021 0.018 0.015 0.012 0.009 0.006 0.003 0.000 0.003 0.006 0.009 0.012 0.015 0.018 0.021 0.024 0.027 0.030 0.033 0.036 1 сеч. Рисунок 4.15 ‒ Многомерная математическая модель изменения поля давления 132 Анализ многомерной математической модели показал, что был зафиксирован факт привнесения радиальных сил, передаваемых структуре потока стенками меняющейся формы лифта, а именно, трансформация энергии перепада давления, обеспечивающего подъем жидкости, в деструктивные радиальные силы. Возникающая радиальная сила (энергия) способствует перемешиванию потока и его деформации, а также дроблению пузырьков газа, что в любом случае является способом увеличения площади контакта газа и жидкости в ГЖС. Суммарное действие указанного явления приводит к интенсивному перемешиванию и восстановлению монодисперсности среды. Так как подъемная сила газа при газлифте определяется поверхностным трением двух фаз и, соответственно, площадью их соприкосновения, то чем меньше пузырек газа или его измененная форма сильнее отклонена от сферической, при равном суммарном объеме всех его пузырьков, тем выше его эффективность как рабочего агента. Покажем пример обоснования и устройство гидродинамического диспергатора для газлифтных скважин (патент 118680 РФ). Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для дробления газа при добыче нефти газлифтным способом. Известно техническое решение, предназначенное для дробления и перемешивания газа в жидкости, которое содержит корпус с набором диафрагм и сопло для подачи газовой фазы (Муравьев, И. М. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах [Текст] / И. М. Муравьев и др. ‒ М.: Недра, 1972. ‒ С. 138). Недостаток – как газовая фаза, так и жидкостная имеют разные истинные скорости, что приводит к неполному перемешиванию и наличию крупных пузырьков свободного газа в насосно-компрессорных трубах, что отрицательно сказывается при их совместном движении, а именно – приводит к увеличению гидравлического сопротивления. 133 Известен диспергатор [80], содержащий корпус, диафрагмы, расширитель, штуцеры. Недостаток – тот же самый и, кроме того, диспергатор практически перекрывает сечение насосно-компрессорных труб, что не позволяет использовать специальные приспособления при исследовании и ремонте скважин. Известен штуцерный диспергатор, содержащий корпус, стопор, муфту, штуцер и стопорное кольцо, разработанный Кабировым М.М., Ли Г.С., Нгуен Х.Н., Каддури Абд. С. Недостаток – тот же самый. Таким образом, возникает техническая задача – создать гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин, лишенный указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин выполнен в виде последовательно соединенных камер внезапного расширения, при этом размеры диспергатора связаны соотношением: Dd = 0,9 D o; H = 2…3 Dd; h = Do, где Dd – внешний диаметр камеры диспергатор; Do – внутренний диаметр обсадной колонны; Н – высота камеры диспергатора; h – расстояние между камерами диспергаторов. На рисунке 4.16 приведена схема компоновки диспергатора с камерой внезапного расширения. Предлагаемая компоновка содержит подъемные трубы 1, собственно диспергатор 2, обсадную колонну 3 и характеризуется геометрическими размерами, приведенными выше. Гидродинамический диспергатор работает следующим образом. Газовая фаза подается с поверхности по кольцевому зазору, образованному внутренней поверхностью обсадной колонны и 134 расширителем, далее поступает через рабочий клапан в подъемные трубы и в камеру внезапного расширения. В широком сечении при внезапном расширении образуется струя, отделенная от остальной среды поверхностью раздела, которая распадается и свертывается в мощные вихри. Происходит перемешивание и дробление газожидкостной смеси. Длина участка, на котором происходит вихреобразование, должна составлять примерно 2…3 Dd, при бóльших значениях происходит постепенное рассасывание вихрей и полное растекание потока по сечению. Рисунок 4.16 ‒ Схема компоновки диспергатора с камерой внезапного расширения 135 Использование полезной модели: - позволит повысить производительность скважин на 9 %; - не препятствует исследованию скважин спуском глубинных приборов; - позволяет применять для изготовления насосно-компрессорные трубы; - не препятствует обработке скважин химреагентами; - не препятствует проведению работ по задавке и промывке скважин; - не осложняет проведение подземного ремонта скважин. Более подробно технологические характеристики диспергатора были представлены в публикациях [22, 50, 67, 68]. Выводы по главе 4 Впервые получена совокупность функциональных зависимостей (многомерная математическая модель, состоящая из семи зон) изменения поля давления и скоростей потока от ядра к периферии для многокомпонентной смеси, позволяющая аналитическим путем выбрать оптимальный режим осреднения плотности ГЖС оптимизировать расход энергии на подъем жидкости. по потоку и 136 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ На основании проведенного обобщения состояния эксплуатации газлифтных скважин и выполненных теоретических исследований отмечено, что газлифтная технология отбора нефти из пласта с морскими платформами является для условий месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» высокоэффективной и рентабельной. 1. Впервые для условий эксплуатации газлифтных скважин изучены механизм движения и структура потока многокомпонентных смесей в подъемных трубах переменного диаметра, соединенных в единую схему с НКТ, и установлено, что потеря энергии на преодоление сил сопротивления по подъему происходит из-за возникновения относительных скоростей фаз и роста средней плотности в сечении труб многофазной жидкости. 2. На математической модели исследованы механизм и структура движения многофазной жидкости. В результате установлено, что при движении потока в трубах переменного сечения выделяются 7 зон состояния многофазной смеси, включающие зону возмущения, зону разрядки, переходную зону, зону уплотнения, зону удара, зону перемешивающего схлопывания и зону восстановления, периодически повторяющихся при переходе от меньшего диаметра секции к большему. Выявлен механизм возникновения ударно-колебательного процесса в трубах переменного сечения, который является источником мгновенного перемешивания и диспергирования фаз. 3. Для возбуждения ударно-колебательного процесса разработана конструкция диспергатора (патент 118680 РФ), состоящего из последовательно соединенных камер переменного сечения, устанавливаемых в насосно-компрессорных трубах выше рабочего клапана газлифта. 4. Предложен метод управления потоком посредством установления оптимального режима газлифтной скважины за счет минимизации отношения объема поднимаемой по лифту продукции к расходу газа 137 (определение численного значения коэффициента полезного действия по подъему продукции). Показано, что характеристики оптимального режима работы газлифта определяются путем построения зависимости «расход газа – дебит скважины», а точка оптимальности соотношения расхода газа и расчетного дебита определяется точкой касания прямой, проведенной из начала координат. 5. Выполненный объем исследований и разработанные рекомендации позволили снизить энергетические затраты на подъем единицы продукции на 6,2 % на каждую газлифтную скважину. Промысловые исследования технологии дополнительного диспергирования показали высокую эффективность. продукции скважины 138 Библиографический список использованной литературы 1. А. с. 1229449 СССР, МПК F 04 F 1/18. Способ газлифтной подачи жидкости из колонны в скважину [Текст] / Л. М. Лунц, Э. П. Мокрищев. – № 3777498; заявл. 26.07.1984; опубл. 07.05.1986.– Бюл. № 3. 2. А. с. 1399486 СССР, МПК F 04 F 1/18. Способ эксплуатации газлифта [Текст] / В. Г. Гейер, В. Б. Того. – № 4073362; заявл. 02.06.1986; опубл. 30.05.1988. – Бюл. № 20. 3. А. с. 1656932 СССР, МПК Е 21 В 43/00. Способ газлифтной эксплуатации скважин и устройство для его осуществления [Текст] / С. М. Айрапетян, В. А. Васильев и др. – № 4856881; заявл. 11.06.1990; опубл. 23.10.1992. – Бюл. № 39. 4. А. с. 640046 СССР, МПК F 04 F 1/18. Парлифтный насос [Текст] / Г. Г. Копытов, Ю. Н. Чернобук. – № 2514934; заявл. 08.08.1977; опубл. 30.12.1978. – Бюл. № 48. 5. А. с. 709839 СССР, МПК F 04 F 1/18. Способ работы эрлифта [Текст] / В. И. Мачикин, С. И. Аввакумов. – № 2645165; заявл. 17.07.1978; опубл. 15.01.1980. – Бюл. № 2. 6. А. с. 973945 СССР, МПК F 04 F 1/18. Способ подъема жидкости [Текст] / А. А. Черепанов, А. И. Азаров. – № 3283943; заявл. 04.05.1981; опубл. 15.11.1982. – Бюл. № 42. 7. Аметов, И. М. О расчете фонтанного подъемника с учетом неравновесности фазовых переходов [Текст] / И. М. Аметов, К. А. Ахмедов, И. Б. Басович // Тр. ВНИИ. – 1978. – № 66. – С. 39-45. 8. Амиров, А. Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин [Текст] / А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. – М.: Недра, 1979. – 37 с. 9. Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации [Текст]: отчет о НИР / ОДНиГ НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2008. – 73 с. 139 10.Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации [Текст]: отчет о НИР / ОДНиГ НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2009. – 64 с. 11.Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин, рекомендации по оптимизации его работы и интенсификации нефтедобычи [Текст]: отчет о НИР / А. С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг, Ву Куок Туен и др. / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2011. – 259 с. 12.Арешев, Е. Г. Геология и нефтегазоносность фундамента зондского шельфа [Текст] / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг, Н. Зао и др. – М., 1997. – С. 203-244. 13.Арешев, Е. Г. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Е. Г. Арешев, А. Н. Гриценко, О. К. Попов, Ч. Л. Донг, В. В. Исайчев // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 9. – С. 30-37. 14.Арешев, Е. Г. Нефтегазоносность континентального шельфа Юга Вьетнама с позиции концепции тектоники литосферных плит [Текст] / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов, Ч. Л. Донг, Н. Т. Шан / Изв. вузов «Геологии нефти и газа». – 1996. – № 3. – С. 40-43. 15.Арешев, Е. Г. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Е. Г. Арешев, Г. Н. Белянин и др. // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 63-65. 16.Арешев, Е. Г. Характер пустотности и состав пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама [Текст] / Е. Г. Арешев, В. П. Гаврилов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 27-29. 17.Басович, И. Б. О влиянии неньютоновских свойств нефти на режим работы фонтанных скважин [Текст] / И. Б. Басович // Известия АН СССР. – 1984. – № 2. – С. 323-331. 18.Белов И. Г. Теория и практика периодического газлифта [Текст] / И. Г. Белов. – М.: Недра, 1975. – 142 с. 140 19.Белянин, Г. Н. Исследование нефтеотдачи трещиноватых коллекторов месторождения «Белый Тигр» при заводнении [Текст] / Г. Н. Белянин, Ч. Л. Донг и др. // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 3. – С. 14-16. 20.Белянин, Г. Н. Состояние, проблемы и перспективы разработки нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Г. Н. Белянин, Ф. И. Бадиков, Ч. К. Тай и др. // Сб. научн. докл., посвященный 15-летию создания СП «Вьетсовпетро» (1981-1996). – Ханой: Гос. науч.-техн. изд-во, 1998. – С. 291-321. 21.Буй Дык Хиен. Анализ режима работы и мероприятия по повышению эффективности газлифтных скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» [Текст] // Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн.-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. – Томск: Издательство ТПУ, 2012. – Т. 2. – С. 38-44. 22.Буй Дык Хиен. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, Р. Р. Коерн // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и ХХ Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». – Уфа, 2012. – С.40-41. 23.Буй Дык Хиен. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ по различным схемам обработок [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». – 2012. – Вып. 6 (161). – С. 32-36. 24.Буй Дык Хиен. К вопросу оптимизации режимов работы газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Р. Я. Нугаев, Р. Х. Хазипов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2012. – Вып. 1 (87). – С. 33-38. 25.Буй Дык Хиен. Методы повышения эффективности газлифта в осложненных термодинамических условиях залегания [Текст] // 141 Научная инициатива иностранных студентов и аспирантов российских вузов: сб. докл. V Всеросс. научн.-практ. конф. 25-27 апреля 2012 года: в 2 т. / Томский политехнический университет. – Томск: Издательство ТПУ, 2012. – Т. 2 – С. 44-50. 26.Буй Дык Хиен. Научное обоснование метода прогноза порога обводнения скважин на морских нефтяных месторождениях [Текст] / Буй Дык Хиен, В. И. Павлюченко // Актуальные проблемы науки и техники: сб. тр. II Междунар. конф. мол. ученых 9 декабря 2010 г. / УГНТУ. – Уфа: Нефтегазовое дело, 2010. – Т. I. – С. 41-42. 27.Буй Дык Хиен. Оптимизация режимов работы газлифтных скважин на месторождении «Белый Тигр» [Текст] / Буй Дык Хиен, В. М. Исламов // Матер. 61-ой научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых / УГНТУ. – Уфа, 2010. – Кн. 1. – С. 260-261. 28.Буй Дык Хиен. Основные возможные осложнения при эксплуатации газлифтных скважин и борьба с ними [Текст] / Буй Дык Хиен, Е. В. Комлева, В. Г. Карамышев // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). – Уфа: ООО «Монография», 2012. – Вып. 1 (6). – С. 374-379. ISBN 978-5-94920-141-1. 29.Буй Дык Хиен. Оценка технологической эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений шельфа юга Вьетнама [Текст] // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). – Уфа: ООО «Монография», 2012. – Вып. 1 (6). – С. 368-373. ISBN 978-5-94920-141-1. 30.Буй Дык Хиен. Применение газлифтного способа добычи нефти в условиях месторождения «Дракон» СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Буй Дык Хиен // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2012. – Вып. 2 (88). – С. 5-10. 31.Буй Дык Хиен. Применение современной техники для исследования газлифтной скважины [Текст] / Буй Дык Хиен, Нгуен Куок Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 142 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и ХХ Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». – Уфа, 2012. – С. 71-72. 32.Буй Дык Хиен. Температура продуктивных комплексов и пластов [Текст] / Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. в рамках Нефтегазового форума и ХХ Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012». –Уфа, 2012. – С. 68-70. 33.Велиев, Ф. Г. Применение метода импульсно-отрицательного давления в борьбе с парафинообразованием [Текст] / Ф. Г. Велиев и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1988. – № 10. – С. 29-31. 34.Вершовский, В. Г. Уточненная генеральная схема развития месторождения «Дракон» [Текст] / В. Г. Вершовский, В. П. Предчук, А. Н. Иванов, Ле Минь Туан, Фам Суан Шон и др.; СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2010. – 335 с. 35.Гаврилов, В. П. Геология и нефтеносность фундамента шельфа Южного Вьетнама [Текст] / В. П. Гаврилов, А. Д. Дзюбло, В. В. Поспелов, О. А. Шнип // Геология нефти и газа / ГАНГ им. И.М. Губкина. – 1995. – № 4. – С. 25-30. 36.Гаджиев, Н. А. Исследование влияния ПАВ и раздробителя рабочего агента на работу компрессорного лифта [Текст] / Н. А. Гаджиев и др. // Тр. АзНИПИнефгь. – Баку, 1973. – Вып. 27. – С. 16-21. 37.Гидродинамические исследования нефтяных и газовых объектов разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных на шельфе юга СРВ, с обработкой и обобщением их результатов: информационный отчет по теме НИР-6 [Текст] / НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1992. – 255 с. 38.Голод, Г. С. Разработка технологии импульсного газлифта [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 05.15.06. – 2006. – Грозный, 1993. 143 39.Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин [Текст] / А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов и др. – М.: Наука, 1995. – 523 с. 40.Гужов, А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа [Текст] / А. И. Гужов. – М.: Недра, 1973. – 469 с. 41.Далримп, А. Применение гелевых систем для технологии соответствующего контроля [Текст] / А. Далримп, Дж. Таркингтон и др. – М., 1994. – 196 с. 42.Девликамов, В. В. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин: учебн. пособие [Текст] / В. В. Девликамов, М. М. Кабиров, А. Р. Фазлутдинов. – М.: Недра, 1987. – 56 с. 43.Дмитриев, И. А. Опыт эксплуатации глубоких скважин периодическим газлифтом [Текст] И. А. Дмитриев, Э. И. Сер и др. // Нефтепромысловое дело. – 1975. – № 4. – С. 4-9. 44.Донг, Ч. Л. Промыслово-геологические особенности строения резервуара и залежи фундамента месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ч. Л. Донг, Ю. И. Демушкин, Х. В. Куи, Ф. Д. Хай // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – С. 35-37. 45.Дополнение к технологической схеме разработки и обустройства месторождения [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1993. – 175 с. 46.Зайцев, Ю. В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин [Текст] / Ю. В. Зайцев, А. А. Джавадян, В. С. Кроль, Р. А. Максутов и др. – М.: Недра, 1984. – 359 с. 47.Зайцев, Ю. В. Теория и практика газлифта [Текст] / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. – М.: Недра, 1987. – 88 с. 48.Изучение характеристик вторичных изменений олигоценовых отложении и пород фундамента «Белый Тигр» и их влияния на емкостно-фильтрационные свойства пород с целью детальной разведки и эффективной разработки [Текст]: отчет о НИР / Вьетнамский Институт нефти и газа. – Ханой, 1994. – 256 с. 144 49.Исследование влияния темпа нефтедобычи трещиноватого фундамента месторождения «Белый Тигр» на коэффициент нефтеотдачи на основании фильтрационных моделей [Текст]: отчет о НИР / Институт механики Национального центра естественных наук и технологий. – Ханой, 2001. – 190 с. 50.Карамышев, В. Г. Внутрискважинная обработка продукции газлифтных скважин [Текст] / В. Г. Карамышев, Буй Дык Хиен, Р. Р. Коерн, Е. В. Комлева // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). – Уфа: ООО «Монография», 2012. – Вып. 1 (6). – С. 380-382. ISBN 978-5-94920-141-1. 51.Комплексная технология воздействия на призабойную зону скважин с целью ограничения отборов воды [Текст]: РД 39-1-1283-85. – М., 1985. – 28 с. 52.Кузьмичев, А. Д. Оптимизация механизированных способов добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро» [Текст] / А. Д. Кузьмичев, В. В. Канарский, А. Н. Иванов, В. К. Нгуен // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С. 90-92. 53.Кулиев, Р. П. Повышение эффективности газлифтной добычи на месторождении «Нефтяные Камни» [Текст] / Р. П. Кулиев и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. –1988. – № 2. – С. 53-61. 54.Ли, Г. С. Промысловое испытание диспергаторов потока газожидкостной смеси в газлифтных скважинах [Текст] / Г. С. Ли, В. А. Башин, Н. Ф. Пошивалов // Нефтяное хозяйство. – 1977. – № 5. – 90 с. 55.Медведский, Р. И. Техника и технология газлифтной эксплуатации скважин в Западной Сибири [Текст] / Р. И. Медведский, Е. П. Эртэ, В. А. Попов и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1975. – 49 с. 56. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, закачивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов [Текст]: РД 39-0147001-742-92 / Госкорпорация «Роснефтегаз» ВНИИКРнефть. – Краснодар, 1992. – 82 с. 145 57.Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин [Текст]: РД 39-0147009-509-85. – М., 1985. – 36 с. 58.Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / ВНИИнефть. – М., 1993. – 37 с. 59.Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / В. А. Леонов, Б. А. Ермолов и др. / НижневартовскНИПИнефть. – 1994. – 78 с. 60.Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1997. – 119 с. 61.Методическое руководство по регулированию технологических режимов работы газлифтных скважин [Текст] / СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1997. – 119 с. 62.Мищенко, И. Т. Сборник задач по технологии добычи нефти [Текст] / И. Т. Мищенко. – М.: Недра, 1984. – 50 с. 63.Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти: учебн. пособие для вузов [Текст] / И. Т. Мищенко. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ им. И. М. Губкина. – 2003. – 816 с. 64.Нигматулин, Р. И. Механика гетерогенных сред. К расчету воздушного подъемника для вязкопластичной жидкости [Текст] / Р. И. Нигматулин. – М.: Наука, 1978. – 35 с. 65.Новая уточненная технологическая схема разработки обустройства месторождения «Белый Тигр» [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 2003. – Т. 2, Ч. III. – 128 с. 66.Оборудование для газлифтной эксплуатации нефтяных скважин [Текст]: каталог. – М.: ЦРШТИхимнефтемаш, 1979. – 75 с. 67.Пат. 118680 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00. Гидродинамический диспергатор для газлифтных скважин [Текст] / Гумеров А. Г., Буй Дык Хиен, Юсупов О. М, Карамышев В. Г.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт 146 проблем транспорта энергоресурсов». – № 2012106006/03; заявл. 20.02.2012; опубл. 27.07.2012, Бюл. № 21. 68.Пат. 2503801 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12. Способ внутрискважинной обработки продукции газлифтных скважин [Текст] / Буй Дык Хиен, Коерн Р. Р., Комлева Е. В.; патентообладатель Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов». – № 2012112813/03; заявл. 02.04.2012; опубл. 10.01.2014, Бюл. № 1. 69.Поддубный, Ю. А. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины [Текст] / Поддубный Ю. А. и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 63 с. 70.Полонский, С. Л. Отчет об исследовании скважины НП «Колендо» при импульсной подаче газа в газлифтный подъемник. Фондовые материалы НГДУ «Колендонефть» [Текст] / С. Л. Полонский, А. И. Тагун // Оха на Сахалине. – 1973. – 78 с. 71.Разработка и испытание технико-технологических решений по механизированной добыче нефти, методов интенсификации добычи нефти и закачки воды на месторождении «Белый Тигр» [Текст]: Отчет по теме НИР-16 / НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1992. – С. 70, 176. 72.Сагитов, Д. К. Повышение эффективности работы газлифтной скважины в промысловых условиях [Текст] / Д. К. Сагитов, Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 23 апреля 2014 г. в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 33-35. 73.Свиридов, В. С. Стабилизация фонтанирования обводненных скважин с применением пенообразующих систем [Текст] / В. С. Свиридов. – М.: Химия, 1986. – 242 с. 74.Середа, Н. Г. Спутник нефтяника и газовика [Текст] / Н. Г. Середа, В. А. Сахаров, А. Н. Тимашев. – М.: Недра, 1986. – 74 с. 147 75.Сидоров, И. А., Поддубный Ю. А., Кан В. А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды [Текст] / И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный, В. А. Кан. – М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – 53 с. 76.Силаш, А. П. Добыча и транспорт нефти и газа [Текст] / А. П. Силаш. – М.: Мир, 1980. – Т. 1. – 58 с. 77.Сименс, У. С. Оптимизация работы непрерывно действующих газлифтных скважин [Текст] / У. С. Сименс // Инженер-нефтяник. – 1972. – № 10. – С. 142-146. 78.Совершенствование интенсификации техники нефтедобычи и технологии [Текст]: добычи отчет о нефти НИР / и СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2005. – 249 с. 79.Справочная книга по добыче нефти [Текст] / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1974. – 703 с. 80.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти [Текст] / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 65 с. 81.Сулейманов, А. Б. Механическое воздействие на восходящий поток газожидкостной смеси с целью увеличения КПД газлифтных скважин [Текст] / А. Б. Сулейманов и др. // Изв. вузов «Нефть и газ». – 1989. – № 5. – С. 39-44. 82.Техника добычи нефти [Текст]: сб. ст. – М.: Недра, 1967. – 40 с. 83.Технологическая схема разработки и обустройства месторождения нефти и газа «Белый Тигр» [Текст]: отчет о НИР / НИПИморнефтегаз. – Вунгтау, 1993. – 163 с. 84.Хабибуллин, З. А. Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче [Текст] / З. А. Хабибуллин, З. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков. – Уфа: УНИ, 1992. – 105 с. 85.Хьюитт, Дж. Кольцевые двухфазные течения [Текст] / Дж. Хьюитт, Н. Холл-Тейлор. – М.: Мир, 1974. – 55 с. 148 86.Чубанов, О. В. Перспективы развития техники и технологии добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро» [Текст] / О. В. Чубанов, Ф. И. Баликов, В. С. Горшенев и др. // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8 – С. 73-76. 87.Чубанов, О. В. С. Формирование пристенного слоя при движении газожидкостных систем в трубах [Текст] / О. В. Чубанов, И. Б. Басович, Б. С. Капцанов // Тр. ВНИИ. – 1976. – № 54 – С. 43-46. 88.Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти [Текст] / В. И. Щуров. – М.: Недра, 1983. – 250 с. 89.Эртэ, Е. П. Интенсификация процессов газлифтной добычи нефти [Текст] / Е. П. Эртэ, В. А. Попов, В. А. Шибанов, Г. С. Ли и др. // Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1978. – № 8 – С. 35-37. 90.Dukler, A. E. Modelling Two-Phase Flow and Heat Transfer [Text] / A. E. Dukler // Keynote papers. KS-11.6. Heat. Transf. Conf. – Canada, Toronto, 1978. – Р. 27-31. 91.Economides, M. Petroleum Production Systems. Gaslift [Text] / M. Economides, D. Hill, Сh. Ehlig. – Prentice Hall, 1994. – 58 р. 92.Nguyen H.N. Improvement the Work of Gaslift Wells by Nipple Dispersion in Condition of Increasing the Water Cut / H. N Nguyen, M. M. Kabirov, T. D. Nguyen // PetroVietNam Journal. – HaNoi, 2008. – No. 11. – P. 41-46.