3.1. Типовые схемы установок периодического газлифта для
advertisement
1 ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (ГУП «ИПТЭР») УДК 622.276.76 На правах рукописи ТЫ ТХАНЬ НГИА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР») Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель – доктор технических наук, доцент Велиев Мубариз Мустафа оглы Уфа – 2014 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………............. 4 1. ОБЗОР ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА В МИРОВОЙ ПРАКТИКЕ ............. 8 1.1. Добыча нефти периодическим газлифтом в мире ..….…………...…. 8 1.2. Оборудование и выбор технологии периодического газлифта ......... 9 1.3. Математическое моделирование периодического газлифта .............. 21 Выводы по главе 1 …………………………………………………………. 23 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАБОТЫ ПОДЪЕМНИКА СКВАЖИН ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА….……………………… 25 2.1. Физическая модель периодического газлифта ……………………... 26 2.2. Анализ движения жидкостной и газовой пробок в подъемнике……. 33 2.3. Исследование влияния основных технико-технологических параметров на работу скважин периодического газлифта …………. 35 2.4. Методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию…………… 43 Выводы по главе 2 ………………………………………………………… 46 3. СХЕМЫ УСТАНОВОК ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ ИЗ ПЛАСТА К ЗАБОЮ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» …… 48 3.1. Типовые схемы установок периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр»………………………………………... 48 3.2. Расчет оптимальной компоновки внутрискважинного оборудования для скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом ………... 53 3.3. Выбор типа и компоновки оборудования для проведения испытаний технологии периодического газлифта на скважинахкандидатах ………………………………………….…………………. 54 3 3.4. Определение времени накопления столба жидкости в насоснокомпрессорных трубах………………………………...………………. 56 Выводы по главе 3 ………………………………………………………… 69 4. АПРОБАЦИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» ……………………. 71 4.1. Критерии применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр»…………………………….………….. 71 4.2. Результаты испытаний технологии периодического газлифта на скважинах месторождения «Белый Тигр»………………………... 76 Выводы по главе 4 …….……………………………………………………. 88 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ…….…..…………………… 89 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……..………………....... 91 4 ВВЕДЕНИЕ Актуальность проблемы. В настоящее время газлифтный фонд месторождения «Белый Тигр» составляет более половины добывающего фонда скважин. Газлифтные скважины разрабатывают залежи нижнего и верхнего олигоцена, нижнего миоцена и фундамента. Интервалы изменения пластовых давлений, коэффициентов продуктивности, физических характеристик продукции скважин (давления насыщения, содержания асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) по этим объектам довольно широк. В основном, на месторождении осуществляется технология непрерывного газлифта с подачей газа в затрубное пространство с регулированием расхода системой SCADA. Режим работы среднестатистической газлифтной скважины характеризуется следующими показателями: дебит нефти – 25 т/сут, обводненность – 45 %, удельный расход газа на добычу одной тонны жидкости – 200 м3/т. В составе газлифтного фонда месторождения половина скважин – малодебитные с низкой продуктивностью, эксплуатация которых непрерывным газлифтом характеризуется высоким удельным расходом газа, низким забойным давлением, пульсациями газожидкостного потока, низкими температурами на устье и, как следствие, отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ), солеотложениями и коррозией. Причинами низкого значения коэффициента полезного действия таких скважин являются проскальзывание газа относительно жидкости и потери давления на трение при движении нефтегазоводяной смеси по лифту. В нефтепромысловой практике применяются два направления повышения эффективности работы газлифтных скважин: изменение конструкции подъемника и изменение физико-химических свойств транспортируемой продукции. Первое из указанных направлений включает подбор оптимальных значений диаметра подъемника, глубины ввода газлифтного газа в колонну НКТ, совершенствование конструкции клапанов, периодический газлифт. Наиболее перспективной периодического газлифта. технологией признана технология 5 Таким образом, повышение эффективности работы малодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» за счет применения периодического газлифта является важной задачей для СП «Вьетсовпетро» и остается актуальной и востребованной по настоящее время. Цель работы – повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» путем перевода их на периодический газлифт и оптимизации функционирования газлифтной системы. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Анализ опыта применения технологии периодического газлифта в мировой практике; 2. Моделирование процесса работы подъемника скважин периодического газлифта; 3. Разработка схем установок периодического газлифта, отвечающих геолого-техническим условиям эксплуатации низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»; 4. Определение времени накопления столба жидкости в насоснокомпрессорных трубах; 5. Разработка критериев применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» и совершенствование данной технологии. Методы решения поставленных задач Для решения поставленных задач использовались современные методы статистического анализа обработки геолого-промысловых материалов, методы геологического и гидродинамического моделирования, численные методы. Научная новизна результатов работы 1. Построены физические модели периодического газлифта и уточнены коэффициенты в математических уравнениях, описывающих движение газожидкостных элементов в подъемнике при подаче газа через НКТ. 2. Разработана компьютерная программа расчета времени накопления в насосно-компрессорных трубах оптимальной величины выбрасываемого 6 столба жидкости с целью получения максимально возможного дебита на скважинах периодического газлифта. 3. Научно обоснованы и разработаны критерии применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр». 4. Разработана технология периодического газлифта для низкодебитных скважин в условиях месторождения «Белый Тигр». На защиту выносятся: 1. Физические модели периодического газлифта, отличающиеся конструкцией и размерами подъемника, углами наклона, материалом труб и рабочими агентами; 2. Методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию; 3. Методика определения времени накопления оптимального столба жидкости в насосно-компрессорных трубах; 4. Результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора и критерии применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр». Практическая ценность и реализация результатов работы Результаты диссертационной работы, использованные при создании технологии периодического газлифта, доведены до промышленного внедрения. Предложенная технология реализована на 3 скважинах месторождения «Белый Тигр», что дало возможность дополнительно добыть 8500 т нефти за 30 месяцев и получить чистую прибыль в размере 1,275 млн долларов США. Апробация результатов работы Основные положения диссертационной работы докладывались на: XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (октябрь 2013 г., г. Уфа); Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII 7 Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии 2014» (май 2014 г., г. Уфа); семинарах НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам); научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам); Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 2 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. М.М. Велиеву, специалистам СП «Вьетсовпетро» и НИПИморнефтегаз за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы. 8 1. ОБЗОР ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА В МИРОВОЙ ПРАКТИКЕ 1.1. Добыча нефти периодическим газлифтом в мире Как известно, одним из первых способов добычи нефти является механический. Наиболее распространенным методом добычи после штанговой насосной эксплуатации является применение газлифта [1, 3, 4, 9, 11, 16, 23, 33, 72, 79, 81, 82, 89 – 91]. На практике почти 90 % объема добываемой нефти с нефтяных скважин мира эксплуатируется механизированным способом, и 90 % из них – газлифтным способом. Газлифт в добыче нефти представляет собой технологию, осуществляемую путем непрерывной или периодической закачки газа высокого давления в скважины для создания необходимого забойного давления, уменьшения плотности жидкости и подъема жидкости на поверхность [24, 35, 36, 40, 42, 55]. Техника газлифта обычно разделяется на две категории: - непрерывный газлифт; - периодический газлифт. Выбор той или иной техники зависит от геометрических, геологофизических параметров и других условий конкретной скважины и района. Непрерывный газлифт – это постоянная закачка газа высокого давления для создания достаточного давления для подъема жидкости. Эта техника эффективно применяется в добыче скважин с высоким забойным давлением и высокой продуктивностью. Непрерывный газлифт, реализуемый при постоянной подаче жидкости, характеризуется умеренными расходами газа на подъем единицы жидкости. При снижении коэффициента продуктивности скважины растет удельный расход газа, возникают проблемы, связанные с образованием АСПО, солеотложений, коррозии. Одним из эффективных способов эксплуатации 9 малодебитных скважин является применение периодического газлифта [47, 56, 61 – 63]. При снижении коэффициента продуктивности скважины и забойного давления постоянная подача газа представляется неэффективной и неэкономичной. В этом случае обычно применяют метод периодической закачки газа при помощи систем быстродействующих клапанов для создания пузырьков или газовых пробок в НКТ, поднимающих жидкость на поверхность. Другими словами, газлифт представляет собой одну из современных технологий добычи нефти, наиболее распространенных в настоящее время по техническим и экономическим параметрам. Так, например, на месторождении Maracaibo Lake эксплуатируется около 7000 скважин, в том числе около 760 эксплуатируются периодическим газлифтом. Вследствие падения пластового давления оценочное число скважин переводимых на периодический газлифт, по этому месторождению составляет около 150 скв. в год. Нефтедобывающим компаниям рано или поздно приходится сталкиваться с таким этапом разработки месторождений, который требует решения многих вопросов, в первую очередь оптимизации работы газлифтной системы. 1.2. Оборудование и выбор технологии периодического газлифта Большое значение имеет вопрос правильного выбора способа эксплуатации скважин. Первые попытки систематизации в этом вопросе были выполнены Kirpatrick C.V. [89, 90]. Согласно его классификации, в зависимости от сочетания коэффициента продуктивности и пластового давления выделяются четыре категории скважин, для эксплуатации которых можно рекомендовать периодический или постоянный газлифт: 1. характеризуется высокими значениями коэффициента продуктивности и пластового давления, и по ней рекомендуется применение постоянного газлифта; 10 2. характеризуется продуктивности, высокими низкими пластовыми значениями давлениями, коэффициента и газлифт не рекомендуется; 3. характеризуется низким значением коэффициента продуктивности и высоким значением пластового давления, возможен как непрерывный, так и периодический газлифт; 4. характеризуется низкими значениями коэффициента продуктивности и пластового давления, рекомендуется периодический газлифт. По приведенной классификации низкими значениями коэффициента продуктивности считаются значения ниже 1,1 м3/сут и пластового давления ниже 70 кгс/см2. Практический интерес представляют вопросы, связанные с определением количественных критериев перехода на периодический газлифт. Авторы исследований [82, 89] предлагают для подъемников диаметрами 60, 73 и 89 мм критическими дебитами, ниже которых следует переходить на периодический газлифт, считать дебиты жидкости 40, 64 и 95 м3/сут соответственно. Эти цифры значительно отличаются от значений критического дебита, приводимых в информации компании АЛТЕК (США), которые для указанных диаметров подъемников составляют 32, 40 и 48 м3/сут. Очевидно, столь значительное расхождение в определении критического дебита связано с различными условиями эксплуатации скважин, не говоря уже о том, что между минимальными дебитами при непрерывном газлифте и максимальными дебитами при периодическом газлифте имеется некоторое перекрытие значений. Согласно исследованиям [1, 3, 4, 9, 23, 68], для установок лифта замещения и плунжерного лифта рекомендуют величины удельного расхода газа 250…550 м3/т на каждую 1000 м глубины спуска труб, а по [72, 79, 81, 91] его среднее значение оценивается величиной от 117 до 290 м3/м3 на кубометр объема жидкости. Такой разброс рекомендуемых значений 11 объясняется эмпирическим подходом к решению задачи. Конструктивно технология периодического газлифта реализуется применением устройств, управляющих подачей газа и различного рода устройствами, повышающими коэффициент подачи (плунжер, камера замещения). Устройства для отсечки газа могут устанавливаться как на поверхности, так и непосредственно в скважине. Устройства для повышения коэффициента подачи устанавливаются на колонне насосно-компрессорных труб. Существует несколько классификаций установок периодического газлифта, в основе которых лежат следующие признаки: - наличие подкачки газа в затрубное пространство скважины; - использование устройств для перекрытия выкида скважины; - применение однорядной или двухрядной конструкции лифта; - использование лифта замещения; - использование поршня или плунжера; - контрольный параметр срабатывания устройства для перекрытия подачи газа в затрубное пространство или НКТ скважины. Наиболее полно классификация установок для осуществления периодического газлифта представлена И.Г. Беловым [11, 12]. Для работы группы установок периодического газлифта без подкачки стороннего газа наиболее подходящими является группа скважин, характеризующихся: - малым буферным давлением на режиме фонтанирования; - периодическим характером фонтанирования; - малым сроком, прошедшим после прекращения фонтанирования; - достаточным удельным расходом пластового газа и эксплуатирующихся механизированным способом в осложненных условиях (при наличии газа, песка, парафина, большой кривизны стволов); - конструкция установок без подкачки газа в затрубное пространство скважины предусматривает как периодически перекрываемый, так и постоянно открытый выкид. 12 В установке с открытым выкидом регулирование циклов осуществляется только плунжером, имеющим клапан, при этом выкид скважины постоянно открыт в сборную систему. К «положительным» моментам этого типа установки следует отнести [2 – 4, 39, 69]: - возможность работы со сравнительно низкими рабочими давлениями 1,5…18 кгс/см2 при условии спуска подъемных труб непосредственно к фильтру; - способность обеспечивать большое число циклов в сутки, в результате чего достигается высокий дебит жидкости. К недостаткам установки относится сложность расчетным путем определить оптимальную глубину погружения подъемных труб. На промысле длина подъемника подбирается опытным путем, для чего привлекаются бригады по подземному ремонту скважин. Кроме того, невозможно применить плунжер или поршень при ступенчатой компоновке НКТ, а также при наличии в компоновке сужающих устройств (клапана-отсекателя, скользящей муфты и др.). Тем не менее, плунжерный лифт находит применение в газовых скважинах, нефтяных скважинах с высоким газосодержанием, при периодической газлифтной эксплуатации скважин, склонных к парафиноотложению. Плунжерный лифт используется также в случаях: - эксплуатации скважин с низким пластовым давлением; - эксплуатации конденсатных скважин; - удаления воды из газовых метановых скважин; - предупреждения образование конденсата в скважинах с высоким давлением; - удаления воды из скважин в пластах с закачкой СО2. Плунжерный лифт [23, 79] позволяет уменьшить капитальные затраты и максимально повысить добычу нефти. По многим скважинам необходимо применение плунжерного лифта, но стоимость лифтирования очень высока. 13 По [10, 23], для работы установки плунжерного лифта необходим расход газлифтного газа около 292 м3/сут на каждые 1000 м глубины лифта. Другим условием является сообщение затрубного пространства с интервалом перфорации. Затрубное пространство используется для накопления объема газа во время фазы накопления жидкости. Поэтому использование плунжера в скважинах с набором пакеров является редкостью. Многие скважины простаивают из-за нарушения герметичности эксплуатационной колонны, прихвата НКТ. Работа плунжерным лифтом в таких скважинах сильно затруднена из-за сложности использования затрубного пространства этих скважин. При попытке использовать плунжерный лифт на таких скважинах невозможно контролировать работу этих скважин с поверхности (приток и изменение рабочего давления и др.). В настоящее время разработаны контроллеры, установленные на поверхности, которые позволяют следить за изменением давления в скважине, скоростью движения плунжера от забоя до поверхности. Скорость плунжера изменяется изменением притока из пласта и изменением затрубного давления потока. Контроллер работает при помещении сенсора на лубрикатор, который определяет момент прихода плунжера. Скорость плунжера с начала движения до поступления на устье постоянно записывается. Контроллер для оптимизации режима работы установки автоматически регулирует время цикла и скорость движения плунжера. Группа установок периодического газлифта, работающих с подкачкой газа в затрубное пространство, также разделяется на установки с перекрываемым и открытым выкидами. Утверждение [11], что установки с открытым выкидом следует применять только при практически полном отсутствии пластового газа нам представляется неверным, поскольку без стороннего источника невозможно обеспечить темпы отбора нефти в соответствии с проектными показателями разработки. 14 Установка с перекрываемым выкидом этой группы не отличается от установки периодического газлифта без подкачки газа в затрубное пространство, поэтому ей присущи те же достоинства и недостатки. Установка с открытым выкидом с подкачкой газа по сути дела является установкой непрерывного газлифта, оборудованной устройством для подачи газа в затрубное пространство скважины. Для этого на линии подачи газа устанавливается автомат, работающий по времени или в комбинированном режиме. В случае отсутствия пакера происходят разрядка затрубного и трубного пространств после выброса жидкости и прекращение подачи газа из нагнетательной линии, что приводит к значительному повышению удельных расходов газа, созданию нежелательного давления на эксплуатационную колонну. Включение в компоновку НКТ пилотно управляемого клапана позволяет контролировать процессы выброса и накопления жидкости в заданном интервале изменения затрубного давления. Установка лифта замещения [23, 26 – 28, 38] отличается наличием камеры замещения с обратным клапаном, располагаемой в нижней части НКТ и предназначенной для эксплуатации нефтяных горизонтов с низкими пластовыми давления (от 30 до 1 ат), независимо от величины коэффициента продуктивности. Клапан служит для обеспечения выброса жидкости и для предотвращения передачи давления нагнетаемого газа на пласт. Установка двухрядного лифта замещения с отсечкой скважины имеет на газовой линии нагнетательной газа на забое линии вместо трехходового крана подкачивающий клапан, управляемый электрическим автоматом [41]. В верхней части камеры замещения установлено устройство, отсекающее или соединяющее объем кольцевого пространства с объемом камеры замещения. На устье скважины устанавливается устройство, управляющее работой отсекающего устройства. В период накопления клапан и отсекающее устройство закрыты, в кольцевом пространстве между нагнетательными и подъемными трубами сохраняется сжатый газ, оставшийся от предыдущего цикла. В заданный интервал времени автомат 15 открывает подкачивающий клапан, и сжатый газ в назначенный период времени поступает в кольцевое пространство. Отсекающее устройство тоже открывается и пропускает газ в камеру замещения. Жидкость выдавливается в подъемные трубы и происходит выброс. По приходу жидкости на устье автомат прекращает подачу газа, и отсекающее устройство на забое закрывается, сохраняя объем сжатого газа в кольце. После выброса давление снижается только в подъемных трубах и камере. Таким образом, при отсечке газа на забое уменьшается расход газа за цикл и повышается коэффициент полезного действия лифта замещения. Двухрядные лифты замещения могут работать как с поршнем, так и без него. Недостатком установок двухрядного лифта замещения является высокая металлоемкость, обусловленная необходимостью спуска наружного ряда труб больших диаметров. Более перспективным является применение однорядных лифтов замещения, которые состоят из одного ряда подъемных труб с камерой замещения, изготовленной из труб максимально возможного диаметра, камера имеет обратный клапан. Скважина оборудуется пакером, над которым установлен рабочий газлифтный клапан, который помимо подачи газа в подъемные трубы выполняет роль отсекающего устройства. Подача газа в затрубное пространство осуществляется через подкачивающий клапан с мембранным исполнительным механизмом (МИМ), управляемым автоматом, работающим по заданному времени. В установленное время через клапан в затрубное пространство подается сжатый газ при большом объемном расходе. Подача его продолжается в течение заданного промежутка времени, после чего клапан закрывается. В течение этого времени затрубное давление достигает значения давления открытия рабочего газлифтного клапана, и клапан открывается. Газ поступает в камеру замещения, выдавливает жидкость в трубы и поднимает ее на устье. При снижении затрубного давления до давления закрытия рабочего газлифтного клапана подача газа в подъемные трубы прекращается. В затрубном пространстве остается сжатый газ при давлении закрытия рабочего клапана. После выброса жидкости в 16 подъемных трубах и камере замещения давление снижается до давления в сборной системе. Камера замещения может быть образована установкой двух пакеров, при этом она оборудуется специальным клапаном для выпуска сжатого газа в подъемные трубы после выброса. Преимущество такой камеры по сравнению с камерой вставного типа заключается в увеличении объема на единицу высоты камеры. Такого типа установки применяются в скважинах, имеющих небольшой интервал перфорации. В СССР разработка теории периодической газлифтной эксплуатации началась в 1934 г., когда Г.Н. Газиевым [15] впервые выдвинуты основные положения и предложена методика расчета насоса замещения с отсечкой газа на устье. Впоследствии появилась работы B.C. Меликова [37, 38], в которых изложены следующие теоретические положения: - при выбросе столба жидкости происходит утечка вследствие проникновения подпирающего жидкость газа внутрь поднимаемого столба жидкости; - работа насоса замещения, а также периодического газлифта любого типа возможна только в случае прихода на устье неразгазированного столба жидкости; - при работе замещения утечка газа невозможна. Впоследствии авторы [33, 91] использовали чисто теоретические подход к решению задачи периодической газлифтной эксплуатации. В более поздних работах [2, 18 – 22, 26 – 28] рассматривается также чисто аналитическое решение вопросов утечки газа и жидкости через зазор «плунжер – трубы», расчета скорости движения плунжера (поршня) в любых установках, использующих плунжер. В работах [3, 4] приводятся результаты исследований, полученных на лабораторной стендовой установке из труб диаметром 73 мм и высотой 38 м. В США периодический газлифт неразрывно связан с применением газлифтных американских клапанов. Необходимо исследователей к отметить решению эмпирический задачи, подход основанный на 17 статистической обработке промысловых данных. В [70] путем осреднения статистических данных по большому числу скважин, эксплуатирующихся плунжерным лифтом, периодическим газлифтом с открытым выкидом и лифтом замещения, получены эмпирические характеристические зависимости давления у башмака подъемных труб и удельного расхода газа от суточного дебита жидкости при различных глубинах спуска труб, диаметрах и буферных давлениях. В 196о-е гг. Brown К.Е. [81] провел серию экспериментов на специально подготовленной скважине глубиной 243 м с 2-дюймовым подъемником. Он разработал методику расчета забойного давления и времени стабилизации давления при газлифтном цикле. В 1963 году White G.F. и др. [98] использовали многомерный анализ и теорию подобия для моделирования периодического газлифта. Математическая модель была упрощена предположением, что скорость жидкостной пробки достигает постоянного значения, и пробка газа проникает в жидкостную пробку. В 1967 г. Brill J.P. и др. [80] предложили корреляционные зависимости для расчета утечки экспериментальных периодического исследований. газлифта жидкости, полученные на основе Значительное занимает расчет место установки в практике периодического газлифта [99]. К недостаткам методики следует отнести то, что расчет довольно приближенный, построенный на промысловых данных и не имеет научного обоснования. Например, величина утечки жидкости принимается равной от 16 % до 23 % от высоты выбрасываемого столба жидкости на каждые 1000 м глубины спуска труб. Необходимый объем нагнетаемого газа рассчитывается по объему подъемных труб без утечки газа. Публикации последних лет свидетельствуют об актуальности проблемы добычи нефти из малодебитных скважин. Все разработки в конечном счете направлены на решение задач оптимизации добычи нефти. Особенностями исследований являются создание надежных математических моделей процесса, адекватно описывающих физику процесса периодической работы скважины, и разработка на их основе компьютерных программ. 18 Так, математическая модель, учитывающая работу пласта, конструкцию скважины, режим течения двухфазной смеси по НКТ, движение газа по затрубному пространству, характеристики газлифтных клапанов, рассматривается в работах [77, 83, 88, 93, 94]. Модель состоит из системы уравнений, в том числе в частных производных для каждой из четырех стадий работы скважины. Конечная система уравнений решается числовым методом. Отмечается хорошее совпадение результатов с экспериментальными данными, полученными предыдущими исследователями в широком в процессе диапазоне условий добычи при периодическом газлифте. Широкое распространение получило использование эксплуатации скважин с периодическим режимом работы логических, управляющих контроллеров, запоминающих и контролирующих устройств. Так, например, на месторождениях компании PETROBRAS [70] применяется периодический газлифт, создание циклов в котором обеспечивается применением управляемого клапана, установленного на поверхности с регулированием циклов по времени. Используется программный логический контроллер (PLC), конструкция которого позволяет оптимизировать время цикла и время подачи газа. Оборудование установок периодического газлифта, как правило, состоит из наземной автоматики (регуляторов циклов-контроллеров и клапанов-отсекателей) и подземного оборудования (газлифтных клапанов сильфонного типа, срабатывающих от изменения давления в кольцевом пространстве скважин, пакеров и обратных клапанов). Кроме того, в некоторых типах установок применяют специальные плунжеры для повышения к.п.д. подъемника, а также для борьбы с отложениями парафина. Основным недостатком существующих установок периодического газлифта является то, что циклы их работы регулируются по времени, а не по притоку жидкости из пласта. Это создает трудности с подбором режима и требует обслуживания высококвалифицированным и опытным обслуживающим персоналом. 19 При периодической эксплуатации наиболее важный элемент периодической установки – пилотный клапан. От выбора и надежной калибровки зависит успех газлифтного проекта. Испытания, выполненные на специально оборудованной экспериментальной скважине бассейна Lake Maracaibo [70, 81], показали важность выбора размеров клапана, в особенности правильного выбора отношения площадей пилотной секции и главного порта. От выбора этого параметра зависят тип газлифтной установки, использование контроллера по циклу или чоку, потребное количество газа на цикл и целый ряд других важных параметров настройки установки периодического газлифта. В ряде случаев из-за отсутствия клапана с требуемыми характеристиками сложно обеспечить необходимое количество газа на цикл. Это происходит из-за того, что настройка чувствительности клапана остается недостаточно высокой. Такое положение возникает в случае, когда объем затрубного пространства большой, а размер клапана, который требуется установить, меньше 1-1/2". Достаточно большое количество скважин Lake Maracaibo с 7-дюймовой эксплуатационной колонной и 2-7/8-дюймовыми НКТ не могут эффективно эксплуатироваться из-за отсутствия нужных клапанов. Диаметр главного чока – фиксированное значение для каждой модели клапана. Размер чока важен по двум причинам: - размер отверстия и перепад давление затрубного и трубного давлений определяют скорость жидкостной пробки. Если размер отверстия слишком мал, что обычно характерно для 1-дюймового клапана, утечки жидкости увеличиваются из-за низкой скорости пробки; - маленький размер чока увеличивает время поступления газа, и, следовательно, ограничивает дебит скважины, особенно в случае если время оптимального цикла короткое. Исследования, выполненные авторами этой работы на экспериментальной скважине, показали, что новый 1-дюймовый клапан может увеличить эффективность газлифта. Особенностью этого клапана 20 является процедура его калибровки. Результаты внедрения этого клапана на нескольких скважинах показали его неоспоримые преимущества. Уделяется значительное внимание разработке методики определения фактических параметров работы скважин на основе промысловых исследований давления и температуры при работе [72, 78]. Добыча нефти при периодической эксплуатации может быть увеличена за счет определения и установления оптимального времени цикла. Из-за сложности гидродинамических процессов, происходящих в пласте и при движении газожидкостной смеси по трубам, требуется значительное количество времени для выполнения исследования. Для этой процедуры особенно важен контроль за работой чока, а также характеристики притока и движения жидкости по трубам. Процедура исследования включает комбинацию статических и динамических исследований скважины. В результате этих исследований можно определить оптимальное время цикла, продуктивность скважины, утечку жидкости (текущую), текущий градиент давления, пластовое давление и некоторые свойства коллектора. Математический аппарат используется для определения длины пробки как функции времени и продуктивности. Эта методика исследований скважин была применена на 10 скважинах месторождения Lake Maracaibo. В результате получено 30 %-ное увеличение добычи нефти. Из рассмотренных типов установок периодического газлифта с практической точки зрения эксплуатации морских малодебитных скважин наибольший интерес представляют установки с открытым выкидом, отсечка подачи газа в которые осуществляется с помощью пилотно-управляемого клапана и (или) клапана, установленного на поверхности. Эта схема периодического газлифта наиболее предпочтительна в условиях эксплуатации скважин СП «Вьетсовпетро» по следующим причинам [49 – 51]: - типовая конструкция НКТ имеет ступенчатую конструкцию, кроме того в нее включен клапан-отсекатель меньшего проходного сечения, чем внутренний диаметр НКТ, что затрудняет использование плунжера или поршня; 21 - типовая компоновка внутрискважинного оборудования включает несколько газлифтных мандрелей, установка в одну из которых с помощью канатной техники пилотного клапана (не требуется спуско-подъемных операций НКТ) делает простой и экономически эффективной операцию перевода скважины на периодический режим работы; - контроль и регулирование параметров работы скважины осуществляется с помощью системы SCADA, состоящей в том числе из трансмиттеров, логического блока, что делает возможным отсечку газа на поверхности; - указанный тип установки отвечает условиям разработки месторождения, в соответствии с которыми добывающая скважина может быть использована в качестве нагнетательной. Для оптимизации режима работы малодебитных газлифтных скважин СП «Вьетсовпетро» по таким показателям, как удельный расход газлифтного газа, время цикла, глубина установки клапана, высота пробки, тип применяемого подъемника и др., необходимо изучить гидротермодинамические характеристики движения жидкости по трубам и адаптировать полученные результаты к геолого-техническим условиям работы скважин. 1.3. Математическое моделирование периодического газлифта Одними из первых исследований по газлифту являются исследование режима течения в вертикальных трубах для периодического газлифта, принадлежавшее К.Е. Brown [81], и исследования по пузырьково-пробковым структурам и по пробкам Тейлора [85], результаты которых до сих пор имеют значительную ценность. Известны также другие исследования. Например, Мurry E.D. [91] применил технику газлифта в скважинах на территории штата Texaс (США) для повышения добычи нефти с 18 до 30 баррелей в сутки. 22 В 1963 г. Уайт Дж. и др. [69, 98] предложили использовать статический и динамический параметры на основе метода подобия для разработки модели периодического газлифта. Их расчет упрощен предположением постоянной скорости течения и постоянного проникновения газовых пузырьков в жидкое течение. В [81] исследован процесс периодического газлифта для определения максимального отбора нефти. В 1967 г. J.P. Brill и др. [80] провели исследование по моделированию пробкового течения в вертикальных трубах малого диаметра и распространили результаты на случаи периодического газлифта в скважинах глубиной 500 м. Ими получены эмпирические зависимости и модель, результаты которых хорошо сходятся с практическими данными. В 1968 г. K.E. Brown [81] и R.L. Lee упростили модель периодического газлифта для широкого применения в нефтяной промышленности. В 1974 г. А.В. Neely и др. [92] развили расчетные модели для периодического газлифта, провели эксперименты на эксплуатационной скважине, распространили зависимости, полученные для средней скорости пузырьков, на скорость выделения жидкости из пробки. Были созданы расчетные модели для первого и второго этапов с предположением постоянной скорости жидкой пробки. Полученные результаты имеют хорошую сходимость с практическими данными. В 1984 г. Schmidt Z. и др. [95] предложили динамическую модель периодического газлифта. Эта модель была проверена и применена на практике. В последние годы количество исследований в области периодического газлифта быстро растет, и почти все фундаментальные механические проблемы двухфазного течения «газ – жидкость» связаны с непрерывным и периодическим газлифтом. Следует перечислить тех авторов, которые проводили исследования по фундаментальным проблемам газлифта и двухфазного движения «газ – 23 жидкость» в вертикальных или горизонтальных трубах: Adair W.B., Brill J.P., Schmidt Z., Wallis G.B., Barnea D., Taitel Y., Dukle A.E., Fabre J. [71, 73 – 77, 80, 95 – 97] и др. Их исследования концентрировались на вопросах: - пробковый режим двухфазного течения; - модель перехода с пузырькового на пробковый режим; - аналитическая модель пробкового течения в вертикальных трубах малого диаметра; - гидродинамическая модель периодического газлифта для высоковязких нефтей; - режимы двухфазного течения «газ – жидкость»; - переход режимов течения в вертикальных трубах; - переход режимов течения в горизонтальных и наклонных трубах; - модель перехода режимов двухфазного течения «газ – жидкость» в наклонных трубах; - модель распределения длины пробок в двухфазном течении; - физическая модель перехода режимов течения; - модель течения периодического газлифта в трубах. Почти все эти модели были замкнуты на основе эмпирических соотношений для пробкового режима течения. Выводы по главе 1 1. При снижении пластового давления и коэффициента продуктивности скважины растет удельный расход газа, возникают проблемы, связанные с образованием АСПО, солеотложений, коррозии. Одним из эффективных способов эксплуатации малодебитных скважин является применение периодического газлифта. 2. Скважины, характеризуемые низкими значениями коэффициента продуктивности и пластового давления, рекомендуются для периодического газлифта. 24 3. При периодической эксплуатации наиболее важный элемент периодической установки – пилотный клапан. От выбора и надежной калибровки зависит успех газлифтного проекта. От выбора этого параметра зависят тип газлифтной установки, использование контроллера по циклу или чоку, потребное количество газа на цикл и целый ряд других важных параметров настройки установки периодического газлифта. 4. С практической точки зрения эксплуатации морских малодебитных скважин наибольший интерес представляют установки с открытым выкидом, отсечка подачи газа в которые осуществляется с помощью пилотноуправляемого клапана и (или) клапана, установленного на поверхности. Эта схема периодического газлифта наиболее предпочтительна в условиях эксплуатации скважин СП «Вьетсовпетро». 25 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАБОТЫ ПОДЪЕМНИКА СКВАЖИН ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА В настоящее время газлифтный фонд месторождения «Белый Тигр» составляет более половины добывающего фонда скважин. Газлифтные скважины разрабатывают залежи нижнего и верхнего олигоцена, нижнего миоцена и фундамента. Интервалы изменения пластовых давлений, коэффициентов продуктивности, физических характеристик продукции скважин (давления насыщения, содержания АСПО) по этим объектам довольно широки. На месторождении осуществляется технология непрерывного газлифта с подачей газа в затрубное пространство с регулированием расхода при помощи системы SCADA. Режим работы среднестатистической газлифтной скважины характеризуется следующими показателями: дебит нефти – 25 т/сут, обводненность – 45 %, удельный расход газа на добычу одной тонны жидкости – 200 м3/т. В составе газлифтного фонда месторождения половина скважин – малодебитные с низкой продуктивностью, эксплуатация которых непрерывным газлифтом характеризуется высокими удельными расходами газа, низкими забойными давлениями, пульсациями газожидкостного потока, низкими температурами на устье и, как следствие, отложениями парафина на стенках НКТ, солеотложением и коррозией. Причиной низкого значения коэффициента полезного действия таких скважин является проскальзывание газа относительно жидкости и потери давления на трение при движении нефтегазоводяной применяются смеси два по лифту. направления В нефтепромысловой повышения практике эффективности работы газлифтных скважин: изменение конструкции подъемника; изменение физико-химических свойств транспортируемой продукции. Первое из указанных направлений включает подбор оптимальных значений диаметра подъемника, глубины ввода газлифтного газа в колонну НКТ, совершенствование конструкции клапанов, периодический газлифт. Наиболее перспективной периодического газлифта. технологией признана технология 26 2.1. Физическая модель периодического газлифта На основании системы уравнений, описывающих многофазное течение в трубах, построены математические модели движения и изменения структуры газожидкостных элементов в подъемнике при подаче газа через башмак НКТ. Были определены объем выбрасываемой жидкости, давление, удельный расход газа и другие характерные соотношения процесса газлифта. Однако некоторые коэффициенты в математических уравнениях были приняты на основании допущений, и имеется необходимость их уточнения при помощи экспериментальных методов [57]. С этой целью построены физические модели периодического газлифта, отличающиеся конструкцией подъемника (одного диаметра и составленные из секций труб разных диаметров, с увеличенным диаметром секции в верхней части подъемника и с камерой замещения в нижней), размерами подъемника (с различными диаметрами и высотой подъемника), углами наклона (вертикальный и наклонный (поливинилхлорид, органическое подъемник), материалом труб стекло). Использовались различные рабочие агенты – масло, вода. Проведены эксперименты на различных режимах течения: - при различных высотах накопленного столба жидкости – объемах накопленной жидкости; - при различном давлении – расходе газа; - при различном времени открытия рабочего клапана – времени подачи газа в НКТ, или изменении расхода газа за один цикл. Были проведены промысловые исследования на скважинах месторождения «Белый Тигр» для определения основных технологических параметров работы скважины периодическим газлифтом: изменение времени накопления выбрасываемого столба жидкости (изменение расхода подачи газа в затрубное пространство – изменение времени цикла газлифта), изменение высоты подъема жидкости (изменение глубины установки рабочего клапана). 27 Проведены измерения давления и температуры в подъемнике в месте установки клапана, на забое и на устье скважин месторождения «Белый Тигр» при Промысловые различных режимах исследования работы послужили периодического основой для газлифта. корректировки моделирования процесса периодического газлифта. На рисунке 2.1 приведена принципиальная схема экспериментальной установки периодического газлифта, а на рисунке 2.2 представлена физическая модель периодического газлифта. Рисунок 2.1 – Принципиальная схема эксплуатации скважины периодическим газлифтом 28 Ресивер Рисунок 2.2. – Схема модели периодического газлифта Модель состоит из следующих компонентов. 1. Ресивер высокого давления обеспечивает постоянную подачу газа в промежуточный ресивер. 2. Промежуточный ресивер обеспечивает запас объема газа. Объем ресивера значительно превышает объем газа, расходуемого за один цикл, т.е. обеспечивается постоянство давления на входе в подъемник. Давление в этом ресивере (PG) является одним из основных факторов, влияющих на скорость подачи газа и на суммарный объем закачиваемого газа за один цикл. Давление можно менять благодаря регулятору давления, смонтированному на стенке ресивера. 3. Газовый клапан и регулятор времени открытия/закрытия клапана Чтобы контролировать электрический клапан типа время подачи ВКЛ/ВЫКЛ газа, с установлен регулятором один времени 29 открытия/закрытия клапана. Клапан открывается по сигналу регулятора. Размер отверстия подачи газа в скважину (понимается как часть клапана) можно изменить по требованию эксперимента. Эксперименты для систем труб высотой Н = 16 м, диаметром D = 18…30,8 мм проведены с отверстием диаметром 2,5 мм, а для системы труб высотой Н = 3,9 м и диаметром D = 25 мм – с отверстием диаметром 10 мм. В обычном состоянии клапан закрыт и открывается только по сигналу регулятора. Время открытия можно регулировать в интервале от 0,1 до 100 с. Время открытия клапана (Т) является одним из основных факторов, влияющих на суммарный объем закачиваемого газа за один цикл. 4. Модель скважины Физическая модель скважины собрана из труб различных внутренних диаметров (18, 24 и 30,8 мм) и различного материала (поливинилхлорида и органического стекла), разной высоты (16 и 3,9 м). Варианты моделирования работы подъемника скважин: - подъемник из труб постоянного диаметра D (18, 24 и 30,8 мм), с высотой Н (3,9 и 16 м) и углами наклона (0о, 7о и 14о); - подъемник высотой 16 м, состоящий из двух секций: верхняя секция длиной Н1 = 14 м и диаметром D1 = 24 мм, а нижняя секция (камера замещения) длиной Н2 = 2 м и диаметром D2 = 30,8 мм; - подъемник телескопической конструкции: верхняя секция высотой 16 м состоит из труб большего диаметра: верхняя секция – часть длиной Н1 = 2 м и диаметром D1 = 30,8 мм, а нижняя часть длиной Н2 = 14 м и диаметром D2 = 24 мм; - наклонные скважины с тремя различными углами наклона (1 = 0о, 2 = 7о и 3 = 14о); - скважины из органического стекла высотой 3,9 м позволяют непосредственного наблюдать жидкостных и газовых пробок. и вести запись динамики движения 30 5. Другие элементы Кроме того использовались следующие устройства: компрессор, газоводомер, датчики давления (США), Hydra Data Acquisition Keithley – компактное устройство предварительной обработки данных, предназначенное для использования совместно с персональным компьютером (США), система Motion Scope@PCI – для высокоскоростной записи и последующего детального анализа процессов движения (США), Viscometer VT550-HAAK – для измерения вязкости жидкости (Германия). 6. Рабочие агенты В качестве рабочих агентов использовались вода, масло (spindle № 10) и сухой воздух, технические характеристики которых приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Технические характеристики рабочих агентов Масло (spindle № 10) 860 8,5 Поверхностное натяжение, 100Н/м 4,5 Вода 998 0,9 7,2 25…27 Воздух 1,22 0,0018 - 25…27 Название Плотность, Вязкость, кг/м3 мПа·с Температура, о С 25…27 На модели, представленной на рисунке 2.2, были проведены эксперименты для изучения влияния основных технологических параметров работы подъемника периодическим газлифтом следующих параметров: - геометрических параметров газлифтного подъемника (диаметра, угла наклона, конструкции); - давления закачиваемого газа перед рабочим клапаном (РG ); - высоты выбрасываемого столба жидкости (Н1 ); - времени открытия клапана (T). При выбросе пачки жидкости фиксируются: суммарный объем выбрасываемой жидкости, расход газа и динамика давления по длине трубы. 31 Было проведено более 1000 экспериментов. Полученные результаты показывают влияние различных параметров на эффективность периодически работающего газлифтного подъемника. С целью выявления общего характера экспериментальных результатов полученные данные различных экспериментов были выражены на одном графике для следующих случаев: - на одной и той же модели или максимально сходных по геометрическим размерам (высоте, диаметру, углу наклона); - отношение Н1/Н равно – 0,22, 0,32, 0,42 и 0,53; - давление газа перед клапаном равно РG = 0,5; 1,0; 1,5 и 2,0 ат (для подъемника высотой 16 м); - время открытия клапана составляет 8, 10 и 12 с (для подъемника высотой 16 м); - подъемник с дополнительными элементами (клапаном, отверстием спуска, линией ввода газа и др.). На рисунке 2.3 представлена серия экспериментальных значений для оценки влияния времени открытия клапана. Результаты получены на модели, (вертикальные трубы из поливинилхлорида длиной Н = 16 м, диаметром D = 24 мм) при одинаковой начальной высоте столба жидкости Н1 = 5,12 м, одинаковом давлении газа перед клапаном, равном Ртс = 1 ат. В качестве рабочего агента применялось масло spindle № 10. Изменялось только время открытия клапана. Это значит, что эксперименты этой серии были проведены в совершенно одинаковых условиях, кроме суммарного объема закачиваемого газа из-за различного времени открытия клапана. Данные по давлению, представленные на этом же рисунке 2.3, свидетельствуют о хорошей точности эксперимента в первой фазе процесса. Отклонение данных по давлению в экспериментах проявляется во второй фазе процесса из-за несовпадения моментов закрытия клапана (клапан открыт в одном эксперименте, но закрыт в другом). На основе этих 32 отклонений можно определить влияние расхода газа на эффективность подъема жидкости. -1 -1 at) Давление Давление, × 10(x10 ат -1 -1 Давление, × 10(x10 ат at) Давление 6 5 4 3 2 1 0 3 2 1 5 10 15 20 25 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25 (f) 5 4 4 3 3 2 2 1 1 0 0 5 10 15 20 25 -16 5 5 4 4 3 3 (d) -16 2 2 1 1 0 0 0 -1 0 -16 (e) (b) 4 5 0 (c) 5 0 0 (a) -16 6 5 10 15 20 Время, с Время (сек) p1 25 -1 p2 Время, (сек) с Время p3 0 , D=24mm, =1at , масло spindle) 1 = 5.12m, (Н = 16(H=16m, м, φ = 0ͦ, D=0 = 24 мм, Н1 =H 5,12 м, Ртс =p1TCат, масло spindle) a- T= 1.0s V G=0.0015m3tc c- T= 4.8s V G=0.0075m3tc e- ΔT= tc3/с; a) T = 8.8s 1,0 c,VVGg=0.0140m = 0,0015 3м c) Δ T = 4,8 c, Vg = 0,0075 м3/с; e) Δ T = 8,8 c, Vg = 0,0140 м3/с; b- T= 3.4s V G=0.005m3tc d- T= 6.1s V G=0.009m3tc 3 f- T= V Gc, =0.026m tc м3/с; b) Δ15s T = 3,4 Vg = 0,005 d) Δ T = 6,1 c, Vg = 0,009 м3/с; f) Δ T = 15 c, Vg = 0,026 м3/с Рисунок 2.3 – Изменение давления в подъемнике 33 2.2. Анализ движения жидкостной и газовой пробок в подъемнике Основой эксплуатации скважины периодическим газлифтом является подъем жидкости путем создания пробок из газовых пузырьков, непрерывное развитие которых выталкивает жидкую пробку на поверхность. В то же время в процессе выброса газ, подпирающий жидкость, проникает внутрь поднимаемого столба жидкости и постепенно разгазирует его, что приводит к стеканию части жидкости вниз по трубе. Почти невозможно визуально увидеть процессы образования, развития, движения и изменения размеров газовой пробки. Однако изменение давления по времени вдоль подъемника позволяет нам понять и дать некоторые оценки этого процесса [5 – 7, 13,17, 31, 32, 43 – 45, 46, 48]. На рисунке 2.3 представлены результаты замера давления в трех предварительно выбранных точках подъемника (на месте установки рабочего клапана, в середине подъемника и на устье) для одной серии экспериментов, имеющих ряд общих начальных параметров и отличающихся только временем открытия рабочего клапана t. Анализируя динамику давления в указанных точках при резком открытии клапана можно сделать следующие выводы: - при коротком интервале открытия клапана суммарный расход закачиваемого газа незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не может поднять жидкость на поверхность. Жидкостная пробка начинает двигаться вверх с начала открытия клапана и стекает обратно после закрытия клапана, сжимает газовую пробку и создает повышенное давление в нижних точках. Колебание жидкостной пробки уменьшается, что и отражается на показаниях давления датчика Р1 на забое скважины (рисунок 2.3, а); - при подаче недостаточного объема газа жидкостная пробка не достигает устья. Это выражается постоянством давления Р3 в точке 3 (рисунок 2.3, b) и значительным временем колебания значений давления Р2 в точке 2; - при увеличении времени открытия клапана газовая пробка расширяется и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из подъемника. Факт 34 поступления жидкости на устье фиксируется повышением давления на датчике Р3 (рисунок 2.3, с, d); - при дальнейшем увеличении времени открытия клапана газ, вытолкнув жидкость, продолжает выходить из подъемника. При подаче газа в подъемник с малой скоростью возможен прорыв газа через жидкостную пробку на устье. В первом и во втором случаях расход газа увеличивается, эффективность процесса снижается, пролет газа в подъемнике сопровождается резким падением давления на датчиках Р1 и Р2 (рисунок 2.3, e, f). Важной задачей является выбор минимального времени открытия клапана для поступления минимально необходимого объема газа для выталкивания жидкостной пробки. Давление закачиваемого газа после клапана (Р1) изменяется во времени. Однако в период расширения газовой пробки это давление больше, чем гидростатическое давление, и рассчитывается по формуле p1 p10 k pG p10 , (2.1) где Р1о – гидростатическое давление; k – коэффициент дросселирования газа на клапане. Коэффициент дросселирования зависит от конструкции и размера отверстия клапана. В результате экспериментальных замеров (рисунок 2.3) коэффициент дросселирования был принят k = 0,12. Ключевым моментом в процессе периодического газлифта является момент выброса жидкостной пробки. При этом важно определить объем газа, затраченный на ее подъем [65]. Дальнейшая подача газа в подъемник нерациональна, т.к. в поднимающемся газожидкостном потоке доля жидкой фазы незначительна по сравнению с долей жидкой фазы при выбросе пробки жидкости (в подъемнике остаются жидкая пленка на стенке трубы и взвешенные капли жидкости в потоке газа). Важны и все параметры, связанные с процессом развития газовой пробки в этот момент (объем полученной жидкости, объем остаточной жидкости в скважине, объем замещаемого газа, суммарный объем подачи газа в подъемник). 35 За необходимый объем закачиваемого газа (VR) примем объем газа в подъемнике в момент полного выхода жидкой пробки на устье (перед прорывом газа на устье). Таким образом: - пока газовая пробка занимает не весь объем подъемника (VG <VR), ее расширение однозначно с движением накопленной пробки жидкости вверх. Изменение суммарного объема газа (VG) оказывает влияние на изменение объема выбрасываемой продукции (VP); - после выхода газовой пробки из подъемника (VG >VR), дальнейшая подача газа только поддерживает поток газа в подъемнике, и это движение срывает часть пленки жидкости со стенки трубы и увлекает за собой взвешенные капли продукции на поверхность. Этот дополнительный объем продукции увеличивает суммарный объем выбрасываемой жидкости VР, но, с другой стороны, увеличивает удельный расход газа (GOR). Значение VR определить довольно сложно, однако можно принять, что газ занимает весь объем подъемника от места установки клапана до устья, и среднее давление в подъемнике равно давлению за клапаном Р1. Тогда имеем: VR (1 p1 )VW . (2.2) 2.3. Исследование влияния основных технико-технологических параметров на работу скважин периодического газлифта Исследуемые вопросы связаны с нахождением зависимости между суммарным объемом выбрасываемой продукции за один цикл (VP) и объемом закачиваемого газа (VG), затраченным на ее подъем. На основе этой зависимости и определяются рабочие характеристики периодического газлифта (оптимальные и максимальные), максимальный отбор с удельным расходом газа [25, 64]. Для определения влияния каждого из этих параметров на процесс один из них изменялся при неизменных остальных. 36 1. Изменение времени открытия клапана ΔT, т.е. влияние объема подаваемого газа в подъемник на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа На рисунке 2.3 представлено изменение давления Р3 в точке 3 при движении жидкостной и газовой пробок. Данные позволяют оценить среднюю скорость движения жидкостной пробки по времени открытия клапана и прихода жидкостной пробки в верхнюю часть подъемника. При постоянном давлении РG (давлении закачиваемого газа перед клапаном), чем больше суммарный объем выбрасываемой жидкости, необходимый расход газа (рисунок 2.4). 3.0 2.5 Vp, 10-3 м-3 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 0 5 10 15 20 25 Объем закачиваемого газа в сут 30 - 50 40 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 30 Объем закачиваемого газа в сут м м м масл Рисунок 2.4 – Влияние объема закачиваемого газа на объем выбрасываемой продукции за один цикл (Vp) и удельный расход газа (GOR) Зависимость Vp от VG нелинейна: - если VG<VMIN, то Vp≡0; тем больше 37 - если VMIN < VG < VR (объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию), то изменение VG сильно влияет на Vр; - если VG >VR, то увеличение VG незначительно влияет на Vр. Удельный расход газа уменьшается до минимума при постепенном увеличении суммарного объема закачиваемого газа. Дальнейшее увеличение суммарного объема закачиваемого газа влечет за собой увеличение удельного расхода газа. Оптимальный объем закачиваемого газа (VG_OPT) – это объем газа, при минимуме удельного расхода газа и зависит от условий эксперимента. Результаты экспериментальных исследований, представленные на рисунке 2.5, показывают, что значение VG_OPT находится в пределах 0,007…0,008 м3. 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0.0 0.00 0.5 1.0 1.5 2.0 1.0 1.5 2.0 50 40 30 20 10 0 0 0.0 0.5 (φ = 0ͦ, Н = 16 м, D = 24 мм, масло spindle) Рисунок 2.5 – Влияние высоты столба жидкости и объема закачиваемого газа на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа 38 2. Изменение перепада давления на клапане, т.е. влияние скорости подачи газа в подъемник на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа На рисунке 2.6 представлено изменение объема полученной жидкости при изменении давления перед клапаном, при неизменных остальных параметрах (эта серия экспериментов проводилась на модели при одинаковой начальной высоте накопленной в НКТ жидкости). 2.0 Vp, 10-3 м-33 V P (x10 m3) 1.5 1.0 0.5 0 0.0 0 5 10 15 20 25 30 Объем закачиваемого V Gгаза (x10в-3сут m3TC) GOR 20 10 0 0 5 10 15 20 25 30 3 Объем закачиваемого сут V G газа (x10в-3m TC) PG = 2 ат PG = 1,5 ат PG = 1 ат PG = 0,7 ат ( = 0 , H=16 м, H1 = 6,72 м, D= 24 мм, масло spindlee) 0 Рисунок 2.6 – Влияние объема закачиваемого газа на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа Как видно из рисунка: - суммарный объем выбрасываемой жидкости VP увеличивается, а 39 удельный расход газа GOR уменьшается при увеличении скорости подачи газа в подъемник; - незначительная высота накопленной пробки жидкости может привести к прорыву газа даже при высокой скорости подачи газа в подъемник. 3. Изменение начальной высоты пробки Н1, т.е. влияние высоты выбрасываемого столба жидкости на объем выбрасываемой продукции за один цикл, удельный расход газа и суммарный объем закачиваемого газа Результаты экспериментов, представленные на рисунках 2.4 и 2.5, показывают большое влияние начальной высоты Н1 жидкости, накопленной в подъемнике, на Vp и GOR: - чем выше начальная высота Н1 жидкости в скважине, тем больше суммарный объем выбрасываемой жидкости Vp; - при незначительном объеме жидкости Vр, т.е. малой высоте пробки, может произойти прорыв газа через жидкостную пробку, что делает невозможным поднять жидкость на поверхность даже при большом расходе газа. Жидкость оказывается «прижатой» к стенке подъемника. Эксперименты показали, что жидкая пленка на стенке трубы занимает до 25 % от общего объема трубы. Поэтому при малом начальном объеме жидкости (меньше 25 % от общего объема трубы) подъем жидкости малоэффективен, т.к. объем поступаемой на поверхность жидкости незначителен и представляет собой не жидкостную пробку, а газовый поток с распыленной жидкостью. Отсюда увеличение объема начальной накопленной жидкости (высоты выбрасываемого столба) в скважине является наилучшим способом для увеличения эффективности работы периодического газлифта и уменьшения удельного расхода газа. 4. Изменение наклона подъемника , т.е. влияние угла наклона подъемника на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа Отклонение оси скважины от вертикали отрицательно влияет на эффективность подъема жидкости при периодическом газлифте. Чем больше 40 угол наклона подъемника, тем больше суммарный расход закачиваемого газа (рисунок 2.7). VP / VW 0.1 0 0.0 0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 VG / VR GOR 45 35 25 15 5 0 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 VG / VR =00 = 70 ( H=16 , H 1 = 5.12 , D= 24 , PG = 1 т, = 140 spindle) Рисунок 2.7 – Влияние углы наклона подъемника на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа По результатам экспериментов на модели высотой H = 16 м, H1 = 5,12 м c маслом spindle имеем: VP; 0 VP; VP; 0 VP; 0 VP; VP; 0 3,28 % при = 7o ; 5,62 % при = 14o . (2.3) 41 5. Изменение диаметра подъемника, т.е. влияние диаметра труб на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа Из результатов исследования влияния диаметра подъемника (рисунок 2.8) видно, что когда значение объема закачиваемого газа больше VR, то увеличение диаметра подъемника приводит к увеличению объема выбрасываемой жидкости за цикл (рисунок 2.9) и уменьшению GOR (рисунки 2.10 и 2.11). 1.5 Vp, 10-3 м3 V P (10-3m3) 1.0 0.5 0 0.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 45 50 Объем закачиваемого газа в сут -3 3 V G (10 m TC) 100 90 80 GOR 70 60 50 40 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 3 V G (10-3m Объем закачиваемого газа TC) в сут DW=30,8 мм DW=24 мм DW=18 мм ( = 00, H=16 м, H1=5,12 м; PG = 1 ат, масло spindle) Рисунок 2.8 – Влияние диаметра подъемника на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа 42 1.5 -3 м -33 3 VpV,P10(10 m) 1.0 0.5 00.0 15 20 25 30 DW (mm) DW (мм) 35 a) м, Р1=5,12 м, масло spindle (a) :φ=0ͦ ,=H=16 0 , H=16m, H1=5.12m;масло spindle, PG=2 ат, pVGG==0,014-0.016 м3/с (VG>VmP3)TC (VG > VR) 2at, VG = 0.014-0.016 0 1.5 0.5 VP Vp, 10-3-3м33 (10 m ) 1.0 00.0 0 5 10 DW=18 мм 15 20 25 30 Объем закачиваемого VG (10-3m3TC)газа в сут DW= 24 мм DW=30,8 мм (b)=0 , H=16 м, H1 = 5,12 м , T=8 с 0 Рисунок 2.9 – Влияние диаметра подъемника на объем выбрасываемой продукции за один цикл φ=0ͦ, H=16 м, Р1=5,12 м, масло spindle PG=2 ат, VG=0,014-0.016 м3/с (VG>VP) DW (мм) Рисунок 2.10 – Влияние диаметра подъемника на удельный расход газа 43 50 40 GOR 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 30 Объем закачиваемого V (10-3газа m3 в) сут G DW=18 мм DW= 24 мм TC DW=30,8 мм =00, H=16 м, H1 = 5,12м,m, T = 8 с Рисунок 2.11 – Влияние диаметра подъемника на удельный расход газа 6. Изменение свойств поднимаемой жидкости, т.е. влияние свойств жидкости на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа [34] Свойства жидкости существенно влияют на зависимость между Vp, GOR и VG. Результаты экспериментов, проведенные на масле Spindle № 10 и воде, показывают, что подъем жидкости периодическим газлифтом является более эффективным для жидкости с меньшей вязкостью (рисунок 2.12 и таблица 2.1). 2.4. Методика расчета объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию Необходимый объем подачи газа (VR) рассматривается как объем закачиваемого газа в подъемник в момент полного выхода жидкостной пробки из устья. Согласно формуле (2.2), VR включает в себя объем оставшейся в подъемнике жидкости, и газ под жидкостной пробкой находится под давлением, равным давлению после клапана. Поэтому рассчитанное значение VR по (2.2) больше, чем в реальных условиях. 44 3.0 Vp, 10-3 м3 V P (10 – 3m 3) 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0 0.0 0 5 10 15 20 3 Объем закачиваемого в –сут V газа (10 m3 G 40 25 30 ) TC GOR 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 30 Объем закачиваемого сут3TC) V G газа (10 –в3m В да H1=6.72m м Масл , H1 = 6.72m м В да H1=5.12m м Масл , H1 = 5.12m м т )) ( H=16 м, =00, D= 24 мм, масло или вода, PG=1-2ат. Рисунок 2.12 – Влияние свойств жидкости на объем выбрасываемой продукции за один цикл и удельный расход газа Можно более точно определить VR, если объем НКТ Vw в формуле (2.2) заменим на реальный объем газовой пробки, т.е. на разность объема НКТ и объема оставшейся в подъемнике жидкости (Vw –VCL): VR (1 p1 )VW VCL . (2.4) На рисунке 2.13 продемонстрирован один из способов определения VCL в момент развития газовой пробки при ее движении до устья. Значения VCL по условиям экспериментов представлены в таблице 2.2. 45 0.6 0.5 (V CL ; V R /V W ) (V1- VP) 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0 0 1 2 3 4 5 6 V G/V W м, масл (H=16 м, D=24 мм, =00, H1=6,72m, spindle) Рисунок 2.13 – Способ определения VCL в моменте развития газовой пробки до устья Таблица 2.2 – Определение относительного объема жидкой пленки и взвешенных жидких капель VCL/VW Относительный объем жидкой пленки и взвешенных жидких капель VCL/VW Жид- Давле- Диаметр вертикальной Наклон кость ние газа, трубы, мм подъемника ат 18 24 30,8 70 140 Масло 1 0,27 0,26 0,295 0,265 0,27 Spindle 1,5 0,27 0,25 0,276 0,25 0,265 Вода 1…1,5 0,19 0,19 0,19 - - Объем VR можно также определить по зависимости суммарного объема закачиваемого газа от времени открытия клапана. Время открытия клапана с начала открытия до момента выхода газа в воздух определяется по зарегистрированному на датчиках изменению давления в трубе (рисунок 2.3) Таким образом, расчетные значения объема закачиваемого газа, необходимого для выброса всего столба жидкости в выкидную линию по вышеизложенной корректирующей методике, т.е. по формуле (2.4), более близко к значению VG_OPT, чем значение VR, полученное по формуле (2.2). 46 Выводы по главе 2 1. Результаты замера давления в трех предварительно выбранных точках подъемника (на месте установки рабочего клапана, в середине подъемника и на устье) для одной серии экспериментов на физической модели периодического газлифта показывают, что при коротком интервале открытия клапана суммарный расход закачиваемого газа незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не может поднять жидкость на поверхность, при увеличении времени открытия клапана газовая пробка расширяется и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из подъемника, а при дальнейшем увеличении времени открытия клапана газ, вытолкнув жидкость, продолжает выходить из подъемника. 2. Анализ результатов экспериментальных исследований по изменению времени открытия клапана на физической модели периодического газлифта показал, что удельный расход газа уменьшается до минимума при постепенном увеличении суммарного объема закачиваемого газа, и значение оптимального объема закачиваемого газа находится в пределах 0,007…0,008 м3, суммарный объем выбрасываемой жидкости увеличивается, а удельный расход газа уменьшается при увеличении скорости подачи газа в подъемник. 3. По результатам моделирования процесса работы подъемника скважин периодического газлифта установлено, что чем выше начальная высота жидкости в скважине, тем больше суммарный объем выбрасываемой жидкости. Жидкая пленка на стенке трубы занимает до 25 % от общего объема трубы, поэтому при объеме жидкости менее 25 % от общего объема трубы подъем жидкости малоэффективен. Увеличение объема начальной накопленной жидкости в скважине ведет к увеличению коэффициента подачи и уменьшению удельного расхода газа. 4. По результатам исследования на физической модели периодического газлифта выявлено, что чем больше угол наклона подъемника, тем больше суммарный расход закачиваемого газа. При высоте подъемника от точки 47 установки рабочего клапана до устья скважины 16 м и высоте столба жидкости в НКТ в момент открытия клапана 5,12 м c маслом увеличение суммарного расхода закачиваемого газа при угле наклона подъемника 70 составит 3,28 %, а при 140 – 5,62 %. Увеличение диаметра подъемника приводит к увеличению объема выбрасываемой жидкости за цикл и уменьшению удельного расхода газа, подъем жидкости периодическим газлифтом является более эффективным для жидкости с меньшей вязкостью. 48 3. СХЕМЫ УСТАНОВОК ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ ИЗ ПЛАСТА К ЗАБОЮ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» 3.1. Типовые схемы установок периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» На основании анализа эффективности применения установок периодического газлифта на нефтяных промыслах ряда добывающих компаний мира, для условий месторождения «Белый Тигр» рекомендуется схема периодического газлифта, реализуемая с помощью пилотного клапана и камеры замещения. Пилотно-управляемый клапан типа WFM-14R специально спроектирован для периодического газлифта. Его функция – быстрое открывание, благодаря которому обеспечивается проход большого количества газа под столбом жидкости и проталкивание пробки жидкости наверх с высокой скоростью. После того как достаточное количество газа прошло, клапан быстро закрывается. Характеристики: - максимальный размер отверстий обеспечивает максимальный проход газа. Большое силовое отверстие быстро открывается, нагнетая достаточное количество газа для подъема плотной пробки при оптимальной скорости для более эффективного подъема; - наличие пружины и сильфона с зарядом жидкости для контролирования, ограничения изменения давления под влиянием утечки и температуры; - желаемая разница давления может быть выбрана независимо от размера главного отверстия, что позволяет использование широкого диапазона поверхностного контроля газа и обеспечивает минимальное использование газа; - гибкость в выборе поверхностного контроля газа штуцера, регулятора давления, синхронно-циклического контролера или любого комбинирования; 49 - полное рабочее давление может быть использовано на самом нижнем клапане при проектировании колонн клапанов по направлению увеличения поверхностных закрытых давлений. Для более точной регулировки режима подачи и отсечки газа в эти схемы необходимо включить систему SCADA, которая позволяет контролировать режим подачи газа во времени и по давлению (затрубному, буферному). Кроме того, для успешной разгрузки скважины и повышения эффективности режима лифтирования рекомендуется оборудовать скважины трубками для подачи реагентов (деэмульгатора, ингибитора парафиноотложений) ниже рабочего клапана [52, 53, 86, 87]. В случае невозможности оборудования скважин трубками для подачи химического реагента можно рассматривать как вариант подачу химического реагента непосредственно в поток компримированного газа на поверхности. Однако, как свидетельствует опыт, в том числе опыт СП «Вьетсовпетро», низкая температура подаваемого газа вызывает кристаллизацию самого реагента и выпадение его из потока газа, забивая диафрагму. Решением данной проблемы может быть подача реагента не в чистом виде, а в составе растворителя. Принципиальная схема установки периодического газлифта с использованием пилотного клапана [60], разработанная для скважин месторождения «Белый Тигр» с эксплуатационной колонной размерами 7" (178 мм), 6-5/8" (168 мм) и 5-1/2" (140 мм), представлена на рисунке 3.1. Схемой предусматривается применение инжекционной трубки для подачи химреагента. Типовая компоновка внутрискважинного оборудования для периодического газлифта с использованием пилотного клапана включает: - направляющую воронку, которая служит для безопасного ввода в НКТ глубинных приборов и инструментов, спущенных на проволоке (тросе) ниже воронки; - срезной клапан, используемый при установке пакера и опрессовке колонны НКТ; 50 Рисунок 3.1 – Типовая схема установки периодического газлифта с использованием пилотного клапана - установку в посадочный ниппель приемного клапана или глухой пробки, необходимых при опрессовке колонны НКТ, распакеровке, перекрытии подпакерной зоны в случае замены части НКТ выше пакера; - пакер, предназначенный для герметичного разобщения затрубного пространства скважины от пласта и создания надежного сообщения полости спущенной компоновки с пластом; - термокомпенсатор, который представляет собой телескопическое соединение, компенсирующее изменение длины НКТ, возникающего под действием температуры; - циркуляционный клапан, предназначенный для временного сообщения насосно-компрессорных труб с затрубным пространством. Используется при замещении глинистого раствора на воду, глушении скважины, проведении обработки призабойной зоны пласта, ингибировании; 51 - скважинные камеры, предназначенные для установки газлифтных клапанов. В нижнюю скважинную камеру устанавливается пилотный клапан периодического газлифта типа WFM-14R; - клапан-отсекатель, предназначенный для автоматического аварийного перекрытия насосно-компрессорных труб и автоматического технологического закрытия скважины; - трубку, посредством которой осуществляется управление клапаномотсекателем. При спуске НКТ трубка управления крепится к наружной поверхности насосно-компрессорных труб хомутами; - противоэрозионные патрубки (не показаны), которые устанавливаются на НКТ под и над клапаном-отсекателем для предупреждения НКТ от разрушения; - переводники, служащие для соединения насосно-компрессорных труб и оборудования, отличающегося размерами резьбовых соединений. Фактический опыт применения и результаты стендовых испытаний показывают, что стабильные характеристики по расходу компримированного газа, давлению открытия/закрытия достигаются при использовании пилотного клапана размерами не менее 1-1/2". Это объясняется увеличенным (по сравнению с 1" клапаном) диаметром сильфона и увеличенным проходным сечением клапана. Поэтому размер приемного отверстия клапана нижней рабочей мандрели в конструкции скважин месторождения «Белый Тигр» должен быть 1-1/2", что позволит устанавливать пилотные клапаны соответствующего размера. Этот важный шаг требует закупки канатного оборудования соответствующего размера для проведения операций. Типовая схема установки периодического газлифта с использованием камеры замещения, разработанная для условий месторождения «Белый Тигр», представлена на рисунке 3.2. Данная схема может быть реализована для 7" (178 мм) и 5-1/2" (140 мм) эксплуатационных колонн. При периодической газлифтной эксплуатации наиболее важный элемент периодической установки – пилотный клапан. От выбора и надежной калибровки зависит успех газлифтного проекта. 52 Рисунок 3.2 – Типовая схема периодического газлифта с использованием камеры замещения Схема оборудования установки периодического газлифта с камерой замещения включает стандартные элементы внутрискважинного оборудования, рассмотренные выше, кроме того, дополнительно включает следующие элементы: - камеру замещения; - обратный клапан; - клапан для разгрузки скважины от накопленной жидкости; - клапан камеры замещения для подачи компримированного газа в пространство между пакерами. Подача химических реагентов (деэмульгатора, ингибитора парафиноотложения) по этой схеме осуществляется в затрубное пространство вместе с потоком компримированного газа. Далее распыленные частички 1 реагента, поступая через клапан и через байпас в верхнем пакере, попадают 53 в камеру замещения. Для подачи реагента по этой схеме задействуются насосы-дозаторы и другое оборудование, входящие в состав стандартного реагентного хозяйства, имеющегося на МСП. Конструктивные особенности установки (наличие клапанов в камере замещения) не позволяют использовать пакеры гидравлического типа. Поэтому рекомендуется использовать пакеры механического действия. Разработанные схемы установки периодического газлифта отвечают геолого-техническим условиям эксплуатации низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» и отличаются следующими элементами: - наличием устройства для подачи химического реагента; - использованием в качестве рабочего клапана пилотного клапана увеличенного типоразмера 1-1/2"; - использованием системы PLC SCADA для регулировки режима подачи компримированного газа; - использованием пакера механического действия в установке камеры замещения. 3.2. Расчет оптимальной компоновки внутрискважинного оборудования для скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом Результаты исследования показали, что применение оптимальных компоновок внутрискважинного оборудования (ВСО) позволит увеличить эффективность эксплуатации скважин с помощью периодического газлифта, например по показателю затрат газа на единицу продукции. Нужно обратить внимание на следующие особенности ВСО для скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтом: - тип НКТ; - тип клапана периодического газлифта; - место монтажа клапана; - вспомогательные устройства (камера замещения и т.д.). 54 Из анализа экспериментальных результатов и расчетов видно, что комбинированные НКТ, применяемые в скважинах на месторождении «Белый Тигр», уменьшают эффективность эксплуатации периодическим газлифтом. Переход диаметра НКТ изменяет конструкцию подымающей пробки жидкости и увеличивает количество обратно падающей жидкости к забою. Количество потерянной жидкости, вызванное этим эффектом достигает максимума, когда внутренний диаметр НКТ на устье скважины больше или равен длине жидкостной пробки, достигающей устья. Эти потери снижаются с уменьшением длины расширенной части НКТ. Кроме начальной высоты столба накопленной жидкости в начале периода закачки газа, эффективность метода ещё зависит от глубины установки клапана периодического газлифта. Результаты экспериментов на стенде и расчеты показали, что наличие камеры замещения дает возможность значительно увеличить эффективность подъема нефти. Процесс расчета оптимальной компоновки ВСО для периодического газлифта представлен в виде схемы (рисунок 3.3). Результаты расчета оптимальной компоновки ВСО включают: - оптимальное место монтажа клапана периодического газлифта для данной скважины; - ограничение на длину расширенной части НКТ от устья скважины; - при использовании камеры замещения: расчет рациональных геометрических размеров камеры (внутреннего диаметра, длины и т.д.). 3.3. Выбор типа и компоновки оборудования для проведения испытаний технологии периодического газлифта на скважинах-кандидатах Список возможных скважин-кандидатов для испытаний технологии периодического газлифта выполнен на основе анализа технологического режима их эксплуатации [67]. Подготовлены, согласованы и утверждены программа и планы работ по испытанию технологии на трех скважинах месторождения «Белый Тигр»: скв. №№ 801, 811, 1106. Испытания включают 55 установку пилотного клапана с проектными характеристиками в заданную мандрель и определение основных показателей работы. Начальные параметры скважины Код расчета Определение рационального места монтажа клапана Геометрия камеры замещения Код расчета Рекомендация о длине расширенной части НКТ Оптимальные компоновки ВСО Выход Рисунок 3.3 – Схема расчета оптимальной компоновки ВСО 56 Проведен расчет параметров периодического газлифта для выбранной скв. № 801. Схема конструкции и компоновка внутрискважинного оборудования скв. № 801 (фундамент) представлены на рисунке 3.4. Глубина, м 918 1679 2327 2895 3332 115 3700 3719 3730 3741 Размер, Рvo, D седла, дюйм ат дюйм Мандрели 2-7/8 83,6 1/8 2-7/8 85,4 1/8 2-7/8 87,6 3/16 2-7/8 91,4 7/32 2-7/8 0 3/16 Клапан-отсекатель 3-1/2 Циркуляционный клапан 2-7/8 Пакер 5-1/2 Ниппель 2-3/8 Срезной клапан-воронка 2-3/8 Рисунок 3.4 – Схема конструкции и компоновка ВСО скв. № 801 3.4. Определение времени накопления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах Время накопления столба жидкости в насосно-компрессорной трубе определяется с помощью расчета притока жидкости из пласта к забою скважины [29, 30, 84] Для расчета высоты выбрасываемого столба жидкости, накапливаемой в НКТ, при эксплуатации скважины периодическим газлифтом можно использовать метод расчета по коэффициентам продуктивности, метод кривых восстановления забойных давлений и т.д. 57 В расчетах приняты следующие допущения: - приток жидкости в скважину происходит при стационарных условиях; - использовались полуаналитические и численные методы на основе решения задачи стационарной фильтрации жидкости из пласта в скважину. Разработанный полуаналитический метод можно использовать для решения задачи при однофазном течении жидкости, но с использованием краевых условий особенного типа. Поэтому его используют в качестве проверки результатов численных методов. Из реальных условий работы скважин, начальные и граничные условия можно определить следующим образом. Принимаем, что на границе зоны влияния скважины пластовое давление постоянно и равно начальному давлению p = pi при r = . (3.1) В начале первого расчетного цикла давление в призабойной зоне полностью восстановлено до пластового давления: p = pi при t = 0 для всех r . В случае когда давление в призабойной (3.2) зоне не полностью восстановлено, берется текущее пластовое давление. Для определения краевых условий на забое скважины на основе реальной работы скважины при периодическом газлифте возможно разделить процесс притока на три этапа. Первый этап. С момента подачи газа в НКТ до появления жидкостной пробки на устье. На этом этапе забойное давление выше давления в призабойной зоне скважины, и можно пренебречь притоком жидкости из пласта. Второй этап. Происходит до прекращения подачи газа в НКТ, жидкостная пробка выбрасывается, давление в подъемнике, и соответственно на забое, снижается, и при достижении забойного давления ниже давления в пласте, в скважину начинает поступать жидкость. 58 Третий этап. Происходит прекращение подачи газа в НКТ, давление в подъемнике, и соответственно на забое, резко снижается, и происходит приток жидкости из пласта, до достижения заданной высоты столба в НКТ, т.е. роста забойного давления. Интенсивность притока зависит от разности пластового и забойного давлений, т.е. депресии. Краевые условия на забое можно написать в виде: r p q (t ) при r= rw , r 2kh (3.3) где расход q представляет собой функцию от времени и определяется следующим образом: 0, если 0 t T1 q(t ) q p , если T1 t T1 T2 . r 2 dpwf , если T1 T2 t T1 T2 T3 w g dt (3.4) При этом полученный расход после подачи газа определяется по формуле: q p qT rw2 ( p wf (T1 ) p wf (T1 T2 )) gT2 , (3.5) где pwf – забойное давление; Т1, Т2 и Т3 – соответствующие интервалы времени по этапам. С этими краевыми и начальными условиями можно произвести расчет процесса восстановления давления по времени. С этой целью составлена компьютерная программа расчета (решение позволяет определить распределение давления и содержание фаз в подъемнике) и проведены проверочные вычисления. На рисунке 3.5 представлено сравнение численных и аналитических результатов расчетов изменения забойного давления для скважины работающей с постоянным дебитом в течение времени Т1 = 4 ч и 59 последующей остановкой и восстановлением забойного давления. Видно, что имеется хорошая сходимость между результатами численного и 113 100 112 80 Дебит жидкости, м3/сут Рабочее забойное давление, BHF Pressure, Ana. Solu. аналит. метод Дебит жидкости, BH liquid rate, Num. Solu. числ. метод Рабочее забойноеNum. давление, BHF Pressure, Solu 111 60 числ. метод 110 40 109 20 108 0 0.25 Time, Время, сутday 0.5 0.75 1 0 Рисунок 3.5 – Сравнение численного и аналитического методов решения по определению забойного давления Для расчета процесса изменения давления на забое в скважинах эксплуатируемых периодическим газлифтом, следует использовать методы расчета движения двухфазных потоков в подъемнике экспериментальных данных. Краевые условия или получать из представляют собой суммарный объем жидкости, полученной за один цикл, и характерные особенности процесса в скважине в различные интервалы времени одного цикла. Время подъема BH Liquid rate, m3/day скважины, давление Рабочее забойноеBHF Pressure, kg/cm2 кг/см2 аналитического решений. столба жидкости на устье – Т3, время полного прохода столба жидкости через устье скважины – Т1 и время восстановления забойного давления – Т2. Разработанную программу можно использовать также для уточнения параметров пласта, плановых и прогнозных расчетов. 1. Уточнение пластовых параметров (коэффициентов фильтрации или коэффициентов продуктивности) для скважин, на которых проведены гидродинамические замеры. В этой задаче были получены основные параметры процесса периодического газлифта: суммарный объем жидкости, 60 характерные интервалы времени одного цикла, минимальное забойное давление в конце этапа полного прохождения столба жидкости через устье скважины, наибольшее забойное давление после этапа восстановления давления. Из этих данных программой расчета определяются параметры пласта. Схема расчета представлена на рисунке 3.6 и состоит из следующих шагов: - принятие предложенного значения проницаемости; - принятие предложенного значения восстановленного забойного давления после интервала времени; - расчет суммарного объема притока жидкости за один цикл; - сравнение расчетного с замерным суммарным объемом для определения Р2; - сравнение расчетного значения Р2 с замерным для определения значения проницаемости; - сравнение замерного пластового давления с принятым в расчете для изменения других параметров пласта. 2. Подключение к программе расчета течения газожидкостного потока в НКТ для вычисления параметров периодического газлифта с целью оценки и выбора применяемой технологии для конкретной скважины. Схема расчета представлена на рисунке 3.7 Для сравнения расчетных методов были выбраны некоторые скважины месторождения «Белый Тигр», работающие периодическим газлифтом: №№ 715, 145 и 94. Данные по скважинам приведены в таблице 3.1. Результаты расчета по численному методу решения однофазного течения следующие. На скважине 715 были проведены гидродинамические исследования с различными расходами подачи газа. Измерялись следующие основные параметры работы скважины: буферное давление, затрубное давление, расход газа, давление в НКТ на глубине рабочего клапана (ниже 10 м), забойное давление и дебит скважины. 61 Ввод данных Ввод параметров периодического газлифта Выбор значения P2 Расчет T2 и притока (Q ) из пласта Qрасч = Qзам Нет Да Выбор P2 T2расч=T2зам Да Нет Выбор значения проницаемости Да P2расч=P2зам Нет Выбор пластовых параметров Конец Рисунок 3.6 – Блок-схема расчета корректировки пластовых параметров по замерным параметрам работы скважин периодическим газлифтом 62 Ввод данных Ввод параметров периодического газлифта Выбор значения P2 P2 Расчет времени выбрасываемого столба жидкости и P1 Расчет T2 и притока Q из пласта т T2 и Q Расчет T2 (открытие клапана) T2расч=T2откр Да Нет Выбор P2 Конец цикла Рисунок 3.7 – Блок-схема использования программы расчета притока из пласта с программой расчета движения газожидкостного потока в подъемнике для определения параметров работы скважин периодическим газлифтом Результаты расчета изменения при расходе 10000 м3/сут, численным методом и непосредственными замерами представлены на рисунке 3.8. Как видно из рисунка 3.8, наблюдается хорошее совпадение между расчетными и замерными данными. Аналогично были проведены расчеты изменения забойного давления по скв. № 145 при подаче газа 10000 м3/сут, которые сравнивались с замерными давлениями в скважине (рисунок 3.9). 63 Таблица 3.1 – Пластовые параметры скважин Параметры Скв. Скв. Скв. № 145 № 715 № 94 Плотность дегазированной нефти, кг/м3 864 830 830 Объем выбрасываемой жидкости за 15,0 6,43 2,24 Пористость 0,12 0,137 0,1 Коэффициент фильтрации, мД 7,81 1,69 1,014 18 42,4 31,9 Диаметр забоя скважины, м 0,144 0,122 0,122 Диаметр подъемников, м 0,062 0,062 0,062 Вязкость нефти, сП 0,3847 0,3847 0,3847 240 179 129 один цикл, м3 Высота перфорации, м Пластовое давление, ат Рабочее забойное давление WBHF Pressure, calculation скважины, по расчету Дебит на забое Liquidжидкости Rate at WBH, calculation скважины, по расчету WBHF Pressure, Exp. Рабочее забойное давление Liquid rate, m3/day скважины, ожидаемое Дебит жидкости, м3/сут 120 200 115 150 110 105 100 100 50 95 90 807 м3/сут Дебит жидкости, Liquid Rate BHFзабойное Pressure, kg/cm2 давление, кг/см2 Рабочее Cкважина 715, Vгазлифт=10000 м3/сут Well 715, Vgas=10000m3/day 3 QQcycle=6.43m3/cycle цикл =6,43 м /цикл 807.25 807.5 Time, day Время, сут 807.75 0 808 Рисунок 3.8 – Сравнение изменения забойного давления расчетным методом с фактическими замерами на скв. № 715 64 Время происходящих процессов в скважине за один цикл: время подъема столба жидкости до устья Т3 = 0,02 сут (28 мин), время прохождения жидкостной пробки через устье Т1 = 0,074 сут (106 мин), время накопления выбрасываемого столба жидкости Т2 = 0,14 сут (201 мин). 3 W e ll 1145, 45, V V ga s= 1=1000 0 0 0 m 3м/da y Cкважина /сут газлифт 3 = 5 m 3 /cycle Q cycle Qцикл =5м /цикл Рабочее забойное давление W BH F P re ssure , ca lcula скважины, поtion расчету Дебит на, забое W B H жидкости L iquit ra te ca lcula tion скважины, по расчету W BH F P re ssureдавление , E xp. Рабочее забойное скважины, ожидаемое 110 120 110 100 90 80 70 100 60 50 40 90 30 м3/сут жидкости, Дебит Liquid rate at WBH, m3/day Pressure, kg/cm2 кг/см2 давление, забойное РабочееBHF 120 20 10 80 770 7 7 0 .2 5 7 7 0 .5 T imсут e , da y Время, 7 7 0 .7 5 0 771 Рисунок 3.9 – Сравнение расчетных результатов с замерными данными изменения забойного давления скв. № 145 при расходе газа 10000 м3/сут На скв. № 94 были проведены промысловые испытания при различных расходах закачиваемого газа. Получены параметры работы скважины при трех режимах подачи газа: 7000, 4000 и 3000 м3/сут – и проведены расчеты по решению задачи притока к скважине при этих режимах. На рисунках 3.10 – 3.12 приведены сравнения изменений забойного давления, полученных расчетным методом, с непосредственными замерами на скважине, а в таблице 3.2 приведены характерные интервалы времени одного цикла при различных режимах. 65 BHF Pressure, kg/cm2 Рабочее забойное давление, кг/см2 85 70 80 60 75 50 70 40 65 30 60 20 55 10 50 767 767.25 767.5 Time, day Время, сут 767.75 rate,m3/day м3/сут жидкости, Дебит Liquid Рабочее забойное давление WBHF pressure, calculation скважины, по расчету BH Liquid rate, m3/day Дебит жидкости на забое 3 Liquid rate, m3/dayскважины, м /сут Дебит жидкости, м3/сут Cкважина 94, V=газлифт =7000 м3/сут Well 94; Vgas 7000m3/day Qcycle=2.24m3/cycle Qцикл =2,24 м3/цикл 0 768 Рисунок 3.10 – Сравнение результатов расчета работы скв. № 94 при расходе газа 7000 м3/сут с фактическими данными Pressure, kg/cm2 кг/см2 давление, забойное Рабочее BHF 80 70 75 60 50 70 40 65 30 60 20 55 50 766 10 766.1 766.2 766.3 Time, day Время, сут 766.4 3 Дебит жидкости, Liquid rateм /сут Рабочее забойное давление WBHF Pressure, calculation скважины, по расчету Дебит жидкости на забое BH liquid rate, m3/day скважины, м3/сут Liquid rate, m3/day Дебит жидкости, м3/сут Well 94, Vgas 4000m3/day; Cкважина 94, V=газлифт =4000 м3/сут Qcycle=1.55m3/cycle 3 Qцикл =1,55 м /цикл 0 766.5 Рисунок 3.11 – Сравнение результатов расчета работы скв. № 94 при расходе газа 4000 м3/сут с фактическими данными 66 Рабочее забойное давление WBHF Pressure, calculation скважины, по расчету BH liquid rate, m3/day Дебит жидкости на забое Liquid rate, m3/dayскважины, м3/сут Дебит жидкости, м3/сут 85 70 84 60 83 50 82 81 40 80 30 79 78 20 77 10 76 75 763 763.1 763.2 763.3 Liquid rate м3/сут Дебит жидкости, 2 давление, Рабочее забойное BHF Pressure, kg/cm2 кг/см Well 94, 94, Vgas = 3000m3/day; Cкважина Vгазлифт =3000 м3/сут Qcycle=0.65m3/cycle 3 Qцикл =0,65 м /цикл 0 763.5 763.4 Время, сут Time, day Рисунок 3.12 – Сравнение результаты расчетов работы скв. № 94 при расходе газа 3000 м3/сут с фактическими данными При исследовании эффекта многофазного течения с помощью разработанной компьютерной программы рассчитано изменение забойного давления во времени, когда скважина имеет различную обводненность. Для скв. № 715 принято, что забойное давление является минимальным после выброса столба жидкости и одинаковым при обводненности 0 %, 20 % и 30 %. Из полученных результатов (рисунок 3.13) видно, что чем больше обводненность, тем меньше значение забойного давления при одинаковом времени восстановления. Рисунок 3.13 – Сравнение изменения забойного давления при различных значениях обводненности 67 Таблица 3.2 – Характерные интервалы времени одного цикла при различных режимах работы скв. № 94 Режим подачи газа, м3/сут Время прохождения жидкостной пробки через устье, мин 7000 Время подъема столба жидкости до устья, мин 19,152 Глубина установки рабочего клапана, м 19,44 Время накопления выбрасываемого столба жидкости, мин 148,5 4000 19,44 18,72 136,8 3396 3000 15,0 18,0 45,0 3095 3396 Для изучения возможности применения решения задачи однофазного течения к скважине были проведены расчеты притока жидкости в скважину с различным значениями обводненности, при работе скважины периодическим газлифтом. Результаты расчета при обводненности 20 % представлены на рисунке 3.14. Используемая модель включает: - однофазное течение с параметрами для нефти; - однофазное течение с приведенными параметрами для смеси; - двухфазное течение. 2 давление, Рабочее забойное BHF Pressure, kg/cm2 кг/см 120 однофазное течение с приведенными параметрами для смеси One phase equivalant model двухфазное Two phase течение model One phase oil modelс параметрами для нефти однофазное течение 115 110 105 100 95 90 0 0.02 0.04 Время, Time, сут day 0.06 Рисунок 3.14 – Сравнение расчетов по моделям при обводненности 20 % 68 Из анализа результатов видно, что параметры модели двухфазного течения и модели однофазного течения с приведенными параметрами являются идиентичными. Расчеты, проведенные с использованием модели для однофазного течения и модели с приведенными параметрами для смеси, значительно различаются между собой. При эксплуатации скважин периодическим газлифтом дебит скважины зависит от высоты выбрасываемого столба жидкости, т.е. забойного давления, расхода рабочего агента, конструкции скважины и др. Следовательно, дебит скважин зависит от времени накопления столба жидкости при определенной конструкции скважины и расходе рабочего агента (газа). Эта зависимость отражает характер пласта и для каждой скважины различна. Допустим, имеется зависимость между дебитом скважины и оптимальной высотой выбрасываемого столба жидкости в одном цикле: qck = q(pws). (3.6) Из расчета восстановления забойного давления имеем зависимость высоты выбрасываемого столба жидкости от времени его накопления: Pws = pws(ttl), или qck = qck(ttl). (3.7) Отсюда дебит скважины за сутки выражается через время накопления за цикл: qng® = qck(ttl)/T, (3.8) где Т – суммарное время одного цикла. Таким образом, для определенной конструкции скважин, заданного расхода рабочего агента можно определить необходимое время накопления оптимальной высоты выбрасываемого столба жидкости для получения наибольшего дебита жидкости за сутки. Для определения времени накопления оптимальной высоты выбрасываемого столба жидкости и получения наибольшего дебита скважины применяется метод золотого сечения [8, 29, 30]. 69 Ниже приведен пример расчета для скв. № 715 месторождения «Белый Тигр». На основе данных о работе скважины (таблица 3.1) с помощью вышеизложенных методов проведены расчеты по определению времени накопления оптимальной величины выбрасываемого столба жидкости с получением максимально возможного дебита скважины. Дебит скважины с учетом величины выбрасываемого столба жидкости от времени накопления выбрасываемого столба жидкости с использованием численного метода представим в виде: qck = (h – hmin)*qckmax/(hmax – hmin). (3.9) Тогда дебит жидкости за сутки выразится следующей формулой: qn® = qck/(T1 + T2 + T3). (3.10) Время накопления выбрасываемого столба жидкости по расчетам для скв. № 715 составляет Т2 = 0,02974 сут, при суточном дебите скважины 74,659 м3/сут, а для скв. № 94 0,3086 сут, при суточном дебите скважины 6,13 м3/сут. Выводы по главе 3 1. Для расчета параметров работы скважины с применением периодического газлифта наиболее эффективными методами являются математические методы, описывающие процесс выброса столба жидкости из подъемника. Однако для более точного расчета работы скважины с применением периодического газлифта следует учесть приток жидкости в скважину из пласта в процессе выброса столба жидкости из подъемника. 2. Разработана компьютерная программа расчета определения времени накопления оптимальной величины выбрасываемого столба жидкости, накапливаемой в насосно-компрессорных трубах, с получением максимально возможного дебита скважин периодического газлифта. 3. Анализ сравнения изменения забойного давления показал, что наблюдается приемлемая сходимость между расчетными и 70 непосредственными замерными данными на скважинах периодического газлифта. 4. Исследование разработанной эффекта компьютерной многофазного программы течения выявило, что с помощью чем больше обводненность, тем меньше значение забойного давления при одинаковом времени восстановления. 71 4. АПРОБАЦИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ГАЗЛИФТА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» 4.1. Критерии применения периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» Непрерывный газлифт обычно более эффективен периодического. Однако существует минимальный дебит жидкости скважины для каждого размера затрубного пространства при непрерывном газлифте. Минимальный дебит жидкости составляет около 16…24 м3/сут для 2-3/8" НКТ, 32…48 м3/сут – для 2-7/8" и 48…64 м3/сут для 3-1/2". Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением или скважины с низким коэффициентом продуктивности, требующие низкого забойного давления, больше всего подходят для этого типа газлифта. Периодическим газлифтом достигаются меньшие значения забойного давления, чем при непрерывном газлифте в скважинах с низкими значениями забойного давления и дебита. Для периодической газлифтной эксплуатации чаще используются клапаны, работающие от затрубного давления газа, характеризующегося периодами с высоким значением мгновенного расхода компримированного газа и периодами, когда газ не подается в НКТ. Циклически подаваемый большой расход газлифтного газа требует от газлифтной системы постоянных характеристик по давлению, поскольку при подаче газа давление в системе падает. Параметры, в первую очередь определяющие максимальный дебит при периодическом газлифте, следующие: - размер НКТ; - глубина лифта; - давление закачки; - давление в линии; 72 - пропускная способность клапана; - эффект прорыва газа и утечки. Максимальный дебит, который может быть получен на скважине с периодической работой, ограничен максимальным числом циклов за сутки. Опыт показывает, что около 3 мин на 305 м лифтирования занимает подача газа, открытие рабочего клапана, подъем жидкостной пробки к поверхности и сброс остаточного давления. Это время отличается в разных условиях, но оптимальное значение для оценки максимального дебита и минимального времени цикла – 3 мин на 305 м. При периодическом газлифте не вся жидкость выбрасывается из НКТ: частично она остается на стенках НКТ и стекает вниз. Кроме того, газ прорывается через жидкость, что ведет к тому, что часть жидкости стекает вниз. Прорыв газа и утечки жидкости вызваны следующими причинами: - увеличением газовых пузырей при движении пробки. Если рабочий клапан имеет маленький диаметр порта, или медленно открывается, то газ входит в НКТ медленно и поднимается по пробке, не обеспечивая лифтирование. Следовательно, для периодического газлифта рекомендуется клапан с большим портом, открывающимся мгновенно; - скоростью пробки. Чем меньше скорость пробки, поднимающейся по НКТ, тем дольше газ проходит через жидкостную пробку. Минимальная скорость пробки составляет 305 м/мин, чтобы минимизировать прорыв газа через пробку; - ограничениями на устье. Жидкостная пробка попадает в выкидную линию, пройдя несколько поворотов, что уменьшает пробку и вызывает утечки жидкости. Направление движения жидкости, проходящей через фонтанную елку, не должно резко изменяться, что достигается применением соответствующей конструкции фонтанной арматуры. В таблицах 4.1 и 4.2 изложены критерии перехода к периодическому газлифту, применяемые в мировой практике. 73 Таблица 4.1 – Критерии перехода к периодическому газлифту по пластовому давлению и коэффициенту продуктивности Коэффициент продуктивности, м3/сут, MПa Статическая высота Высокий Средний Низкий (hs/hw) (> 20) (5…20) (< 5) ПГ ПГ/НГ НГ ПГ/НГ ПГ/НГ НГ НГ НГ НГ Высокая (> 0,7) Средняя (0,4…0,7) Низкая (< 0,4) Примечание: ПГ – периодический газлифт, НГ – непрерывный газлифт. Таблица 4.2 – Критерии перехода к периодическому газлифту по объему добычи Диаметр НКТ 60 мм 73 мм 89 мм Дебит, м3/сут 40 64 95 Компания ALTEC, м3/сут 32 40 48 По [1, 3, 4, 9, 16, 23, 33], критериями перехода к периодическому газлифту по удельному расходу газа являются 250…550 м3/м3 на 1000 м, а по [72, 79, 81, 91] критериями перехода к периодическому газлифту удельный расход 117…290 м3/м3. Видно, что эти критерии выдвигались по разным параметрам: по объему добычи, по удельному расходу газа или по сочетанию давления пласта с коэффициентом продуктивности. Для условий месторождения «Белый Тигр» выбор единственного количественного предлагается критерия применить представляется сочетание невозможным. вышеприведенных Поэтому критериев. С использованием этих критериев, а также с учетом пластового давления и коэффициента продуктивности необходимо проводить расчеты при переходе к периодическому газлифту. Для условий месторождения «Белый Тигр» предложены общие рекомендации по переводу скважин на периодический газлифт [58, 59]: 74 - при дебите скважины меньше 20 м3/сут и значении удельного расхода компримированного газа в расчете на единицу жидкости, равном 2050 м3/м3; - при дебитах жидкости менее 16…24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8"; 32…48 м3/сут – для НКТ размером 2-7/8" и 48…64 м3/сут – НКТ размером для 3-1/2"; - скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением или скважины с низким коэффициентом продуктивности и высоким пластовым давлением. В таких условиях периодическим газлифтом достигаются меньшие значения забойного давления по сравнению с непрерывным газлифтом; - для эксплуатации скважин периодическим газлифтом предпочтительно использовать НКТ диаметром 2-3/8". Однако имеются примеры эффективной эксплуатации скважин периодическим газлифтом, подъемник которых составлен из труб диаметрами 2-7/8" и 3-1/2"; - при использовании блока распределения компримированного газа, включающего штуцер постоянного сечения для подачи компримированного газа в скважину, и применении для периодической эксплуатации клапанов, управляемых давлением в затрубном пространстве скважин, от газлифтного комплекса требуются стабильные характеристики по давлению в высоконапорном газопроводе. Связано это с тем, что работа скважин характеризуется периодами, когда требуются высокие значения мгновенного расхода компримированного газа и периодами отсечки газа, когда газ не подается в НКТ; - от системы SCADA, применяемой в СП «Вьетсовпетро», которая поддерживает постоянную величину расхода компримированного газа в затрубное пространство скважины путем частичного открытия диафрагмы, требуется надежная работа исполнительного механизма. Существует несколько общих критериев, позволяющих судить об эффективности работы установки периодического газлифта: 75 - максимальный дебит ограничен количеством циклов за сутки. Если продолжительность цикла (время подачи газа, открытия рабочего клапана, подъем пробки жидкости к поверхности и сброс давления) составляет 3 мин на каждые 300 м, то достигается максимальное число циклов за сутки; - на величину утечек жидкости большое влияние оказывает размер клапана периодического газлифта. Следовательно, для периодического газлифта рекомендуется клапан с большим портом, открывающийся мгновенно. Для оценочных расчетов принимается величина утечек, равная 5…7 % от начальной высоты накопленной жидкостной пробки на каждые 305 м лифтирования. - минимальная скорость пробки составляет 250…300 м в минуту, что минимизирует прорыв газа через пачку жидкости; - гидравлические сопротивления на устье. Пачка жидкости попадает в выкидную линию, пройдя несколько поворотов, что уменьшает пробку и вызывает утечку жидкости. Направление движения жидкости, проходящей через фонтанную елку, не должно резко изменяться, что достигается применением соответствующей конструкции фонтанной арматуры. Подготовлены, согласованы и утверждены программа и планы работ испытанию технологии на трех скважинах месторождения «Белый Тигр»: скв. №№ 801, 811, 1106. Испытания включают установку пилотного клапана с проектными характеристиками в заданную мандрель и определение основных показателей работы. Проведен расчет параметров периодического газлифта для выбранной скв. № 801. В таблице 4.3 представлены фактические (средние) показатели работы скв. № 801 на непрерывном газлифте и расчетные (рекомендуемые) параметры эксплуатации при периодической газлифтной эксплуатации. Расчеты оптимальных технологических параметров эксплуатации скв. № 801 периодическим газлифтом были осложнены отсутствием фактических данных замеров пластового и забойного давлений и температуры, кривой 76 восстановления давления. Поэтому для определения характеристик пилотного клапана (давления открытия на стенде и размера порта) использованы усредненные данные по забойному и пластовому давлениям и температуре, восстановлению давления и др., имеющиеся по другим низкодебитным скважинам месторождения «Белый Тигр». Таблица 4.3 – Параметры при непрерывном газлифте (до испытаний) и расчетные (рекомендуемые) показатели скв. № 801 при периодическом газлифте № п/п 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. Показатели Пластовое давление, ат Глубина клапана, м Расход компримированного газа, м3/сут Дебит жидкости, м3/сут Удельный расход газа, м3/м3 Температура продукции на устье скважины, oC Давление открытия клапана на стенде, ат До испытаний (непрерывный газлифт) 90,8 3332 12000 Расчетные (периодический газлифт) – 3332 13800 8 1500 30 12,5 900 39 – 72 Скважина подвержена процессу интенсивного отложения парафина в НКТ. Удаление АСПО осуществляется периодически (через каждые 10 суток) прямой промывкой горячей нефтью из скв. № 815 в течение 1 ч согласно утвержденному графику. 4.2. Результаты испытаний технологии периодического газлифта на скважинах месторождения «Белый Тигр» При испытании технологии контролировались следующие параметры [66]: - расход компримированного газа – при помощи SCADA; - затрубное давление – при помощи SCADA; 77 - буферное давление – при помощи SCADA; - температура продукции на устье скважины – при помощи термометра (визуальный контроль). Для оперативного анализа режима работы скважины использовалось программное приложение, разработанное автором. В качестве пилотного клапана для периодического газлифта выбран клапан RPV-1S (компании WEATHERFORD). Расчеты показали, что при размере порта пилотной секции этого клапана 1/8" оптимальные показатели работы скважины достигаются при значении давления открытия пилотного клапана на стенде, равном 72 ат. Кроме того установлено, что при существующей компоновке внутрискважинного оборудования для скв. № 801 наиболее эффективна работа установки периодического газлифта при подаче компримированного газа через нижнюю мандрель, расположенную на глубине 3332 м (3067 м по абсолютной отметке). В ходе проведения испытаний технологии периодического газлифта на скв. № 801 возникла необходимость решения следующих задач: 1. Определение точки ввода компримированного газа; 2. Оценка притока жидкости из пласта; 3. Определение оптимального расхода компримированного газа. Первая из перечисленных задач, несмотря на кажущуюся простоту решения отбивкой уровня жидкости с помощью эхолота, представляет определенную сложность, поскольку при наличии пакера в скважине нельзя отрицать возможность ввода компримированного газа в НКТ через один или несколько клапанов, расположенных выше уровня жидкости в затрубном пространстве. Такая ситуация зачастую возникает в случае нарушения характеристик пускового клапана, например снижения давления зарядки. Результаты эхолотирования, выполненные в ходе испытаний технологии в 19:00 10.04.2010 г. (при работе скважины непрерывным газлифтом), показали, что уровень жидкости в затрубном пространстве скважины находится на глубине 3359 м, что на 27 м ниже места установки рабочей 78 мандрели. Принимая во внимание тот факт, что в качестве рабочего использован клапан DKO, а также обстоятельство, что значение затрубного давления не превышает 39 ат, за точку ввода газа принята рабочая мандрель, расположенная на глубине 3332 м. На рисунке 4.1 представлено изменение затрубного и буферного давлений при непрерывном газлифте с расходом компримированного газа 13 тыс. м3/сут. Непрерывный газлифт 70 ат Давление - . . 7 18000тыс. Расход газа 3 сут 3 60 Vг=13 тыс.м /сут 15000 Qж=11 м3/сут Qн=8 т/сут 50 12000 T=300C 40 Обв.= 9,8% 30 9000 Qг=6665 м3/сут Гф= 833 м 3/т 6000 20 10 3000 Газ поступает через мандрель на глубине 3332м Вре я чч: Рб Рз 2: 24 0: 3 57 :3 6 23 : 22 :4 8 23 : 48 :0 0 22 : 13 :1 2 22 : 38 :2 4 21 : 03 :3 6 21 : 28 :4 8 20 : 54 :0 0 19 : 19 :1 2 19 : 44 :2 4 18 : 09 :3 6 18 : 34 :4 8 0 17 : 17 : 00 :0 0 0 :сс г Рисунок 4.1 – Изменение затрубного и буферного давлений скв. № 801 при непрерывном газлифте (расход компримированного газа 13 тыс. м3/сут) Значение дебита жидкости на этом режиме согласно замеру, выполненному 10-11.04.2010 г., составило 11 м3/сут, дебит нефти – 8 т/сут. Затрубное давление находится в пределах 36…39 ат, буферное – 12 ат. Остальные параметры: температура продукции на устье скважины – 30 0С, обводненность – 9,8 %, дебит попутного газа – 6665 м3/сут, газовый фактор – 833 м3/т. Поскольку жидкость движется в распыленном состоянии, температура продукции скважины низкая и буферное давление незначительно превышает давление в нефтегазовом сепараторе, происходит интенсивное образование отложений парафина в верхней части НКТ. 79 Результаты шаблонировки (непрерывный газлифт) показали, что шаблон диаметром 58 мм прошел лишь 1 м НКТ, а шаблон диаметром 48 мм прошел на 1 м больше. На рисунке 4.2 представлена фотография шаблона диаметром 58 мм, извлеченного из скв. № 801 сразу после шаблонировки. Рисунок 4.2 – Следы интенсивных отложений парафина в НКТ скв. № 801 при непрерывном газлифте (фото 12.04.2007 г.) После исследований скважины при непрерывном газлифте перешли ко второй части испытаний, предусматривающей применение периодического газлифта. Для этого скв. № 801 дважды обработали горячей нефтью из скв. № 815 прямой промывкой в течение часа. Последующая шаблонировка шаблонами 63 мм для НКТ размером 3-2/3" и 57 мм – для НКТ размером 2-7/8" показала отсутствие отложений парафина в НКТ. После установки пилотного клапана в мандрель, расположенную на глубине 3332 м, приступили к разгрузке скважины при расходе компримированного газа 20 тыс. м3/сут, затрубное давление снизилось до 55 ат, что ниже давления открытия пусковых клапанов. Эхолотированием отбит уровень жидкости в затрубном пространстве на глубине 3332 м, что является косвенным подтверждением ввода 80 компримированного газа через пилотный клапан, и режим работы скважины изменился на периодический. Следующим этапом работ стало определение оптимального расхода компримированного газа скважины при периодическом газлифте. Исследования выполнены на четырех режимах, отличающихся расходом компримированного газа: 14, 10, 7 и 5 тыс. м3/сут. Для исследований скважины на первом режиме в 13:29 18.04.2010 г. расход компримированного газа уменьшили до значения, равного 14 тыс. м3/сут. Через интервал времени, необходимый для стабилизации параметров скважины (контроль осуществлялся по затрубному и буферному давлениям), замерили дебит скважины, результаты которого представлены в таблице 4.4. Таблица 4.4 – Параметры работы скв. № 801 10-11.04.10 Минимальное/ Расход максикомпри- мальное миро- значения ваннозатрубго газа, ного 3 м /сут давления в цикле, ат 13000 36,0/39,2 Минимальное / максимальное значения буферного давления в цикле, ат 12,0 18-19.04.10 14000 52,4/62,8 20-21.04.10 10000 21-22.04.10 22-23.04.10 Дата Минимальное/ максимальное значения температуры, 0 С Дебит Обповодпутно- ненго ность, газа, % м3/сут Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут 30 11 8 6665 9,8 12,4/17,7 28/34 27 21 8134 0,8 48,9/61,4 12,4/19,3 25/32 21 17 6010 0,8 7000 48,4/60,2 12,3/15,7 27/33 19 15 6707 0,3 5000 48,1/56,6 12,4/14,2 27/34 16 13 5055 0,5 В 14:40 19.04.2010 г. перешли к исследованию технологических показателей эксплуатации скважины при расходе компримированного газа 10 тыс. м3/сут – второй режим. На рисунках 4.3 и 4.4 представлены динамики работы скважины на каждом из двух указанных режимов. Исследования каждого режима завершались замерами дебитов скважины (таблица 4.4), и 81 21.04.2010 г. в 7:05 перешли к исследованию показателей эксплуатации скважины при расходе компримированного газа 7 тыс. м3/сут – третий режим (рисунок 4.5). На рисунке 4.6 представлена динамика работы скважины при расходе компримированного газа 5 тыс. м3/сут – четвертый режим. 70 ат Давление, 60 19-20.04.07 Режи : г тыс. 3 сут Режи : г тыс. 3 сут Расход газа, м 3/сут 24000 22000 20000 18000 50 Qж 7 3 сут Qн т сут 40 16000 T=28-34 C 3 Qж сут Qн 7 т сут T=25-320 C Обв. 8% 3 Qг 8 сут Гф 87 3 т Обв. 8% 3 Qг сут Гф 5 3 т 0 14000 12000 30 20 10000 8000 6000 4000 10 2000 0 5: 0 5: 0:0 3 0 6: 4:4 0 8 6: 9:3 4 6 7: 4:2 1 4 7: 9:1 5 2 8: 4:0 2 0 9: 8:4 0 8 9: 3:3 10 38: 6 2 10:13: 4 : 1 11 48: 2 0 11:22: 0 4 12:57: 8 3 13:32: 6 2 13:07: 4 1 14:42: 2 0 14:16: 0 : 4 15 51: 8 3 16:26: 6 2 16:01: 4 1 17:36: 2 0 17:10: 0 4 18:45: 8 : 3 18 20: 6 2 19:55: 4 1 20:30: 2 0 20:04: 0 4 21:39: 8 3 21:14: 6 2 22:49: 4 : 1 22 24: 2 0 23:58: 0 :3 48 3 0: : 3 0 6 0: 8:2 4 4 1: 3:1 1 2 1: 8:0 5 0 2: 2:4 2 8 3: 7:3 0 6 3: 2:2 3 4 4: 7:1 1 2 4: 2:0 46 0 :4 8 0 Время, чч:мм:сс Рб Рз г Рисунок 4.3 – Динамики затрубного, буферного давлений скв. № 801 при периодическом газлифте – первый режим 20-21.04.07 Давление, ат 70 Температура, С 14000м 3/сут Расход газа, Режим 2: 0 3 Vг=10 тыс.м /сут 60 12000 Qж= 21 м 3/сут 50 10000 Qн=17 т/сут 0 T=32 C Обв.= 0,8% 40 8000 3 Qг= 6010 м /сут 30 6000 20 4000 Гф= 354 м 3/т 10 2000 0 5: 0 5: 1:0 3 6: 5:40 1 8 6: 0:3 4 6 7: 5:2 2 4 7: 0:1 5 8: 5:02 2 9: 9:40 0 8 9 4:3 10:39 6 : : 10 14 24 : 11 :49 1 2 :0 11 :23 0 :4 12 :58 8 :3 13 :33 6 : 13 :08 2 4 : 14 :43 1 2 :0 14 :17 0 :4 15 :52 8 :3 16 :27 6 : 16 :02 2 4 : 17 :37 1 2 :0 17 :11 0 :4 18 :46 8 : 18 :21 3 6 : 19 :56 2 4 :1 20 :31 2 :0 20 :05 0 :4 21 :40 8 : 21 :15 3 6 : 22 :50 2 4 :1 22 :25 2 :0 23 :59 0 :3 :4 8 4 0: :3 0 0: 9:2 6 4 1: 4:14 1 2 1: 9:0 5 0 2: 3:4 2 3: 8:38 0 3: 3:26 3 4 4: 8:1 1 2 4: 3:0 47 0 :4 8 0 Время, чч:мм:сс Рб Рз Ту г Рисунок 4.4 – Динамики затрубного, буферного давлений и температуры на устье скв. № 801 при периодическом газлифте – второй режим 5: 0 5: 2:0 3 6: 6:40 1 6: 1:38 4 7: 6:26 2 4 7: 1:1 5 8: 6:02 3 9: 0:40 0 8 9: 5:3 10 40 6 : : 10 15 24 : 11 :50 1 2 : 11 :24 0 0 :4 12 :59 8 : 13 :34 3 6 : 13 :09 2 4 : 14 :44 1 2 : 14 :18 0 0 :4 15 :53 8 : 16 :28 3 6 : 16 :03 2 4 :1 17 :38 2 : 17 :12 0 0 : 18 :47 4 8 : 18 :22 3 6 : 19 :57 2 4 :1 20 :32 2 : 20 :06 0 0 : 21 :41 4 8 : 21 :16 3 6 : 22 :51 2 4 :1 23 :26 2 : 23 :00 0 0 :3 :4 0: 5 :3 8 1 0: 0:2 6 4 1: 5:14 2 1: 0:02 5 2: 4:40 2 3: 9:38 0 6 3: 4:2 3 4: 9:14 1 4: 4:02 48 0 :4 8 5: 5:01:0 3 6: 5:40 6:10:38 4 7: 5:26 7:20:14 5 8: 5:02 9:29:40 0 9 4 8 10:39:36 10 :14:24 11 :49 :1 2 11 :23 :0 0 12 :58 :4 8 13 :33 :3 6 13 :08 :2 4 14 :43 :1 2 14 :17 :0 0 15 :52 :4 8 16 :27 :3 6 16 :02 :2 4 17 :37 :1 2 17 :11 :0 0 18 :46 :4 8 18 :21 :3 6 19 :56 :2 4 20 :31 :1 2 20 :05 :0 0 21 :40 :4 8 21 :15 :3 6 22 :50 :2 4 22 :25 :1 2 23 :59 :0 0 : :4 0: 34 :3 8 0 0: 9:2 6 1:44: 4 1 1 1: 9:02 2:53:40 2 3: 8:38 3:03:26 3 4: 8:14 4:13:02 47 0 :4 8 82 Давление, ат 70 21-22.04.07 Температура, С 0 60 50 40 20 70 ат Давление, Температура, 0С 60 40 Рб Режи : г 7 тыс. 3 Qж 9 Qг Гф Рб Гф Вре я чч: Рз 3 7 7 Qж Qн 3 7 3 Режи г 5 тыс. 9 3 3 Расход 14000 газа, м3/сут сут сут Рз Обв. 5% Qг 5 55 3 Ty 12000 Qн 5 т сут Обв. % 10000 сут 8000 30 6000 т 4000 10 2000 0 0 Время, чч:мм:сс Ту г Рисунок 4.5 – Динамики затрубного, буферного давлений и температуры на устье при периодическом газлифте – третий режим 22-23.04.07 : 14000 Расход газа, м 3/сут 3 сут т сут сут 12000 50 10000 сут т 8000 30 6000 20 4000 10 2000 0 0 :сс г Рисунок 4.6 – Динамики затрубного, буферного давлений и температуры на устье при периодическом газлифте – четвертый режим 83 После перевода скважины на периодический газлифт показатели эксплуатации скважины значительно улучшились: дебит нефти увеличился в 1,5…2,5 раза, температура продукции увеличилась на 4…5 0 С, расход компримированного газа сократился в 2,0…2,6 раза, скорость движения жидкости по НКТ увеличилась до 5 м/с. Приведем результаты предварительного статистического анализа данных, полученных в ходе испытаний. В таблице 4.5 и на рисунке 4.7 представлены данные по продолжительности цикла и давлениям открытия/закрытия пилотного клапана, основанные на результатах обработки 10 последовательных циклов каждого режима. Нетрудно заметить, что при уменьшении расхода компримированного газа с 14 до 7 тыс. м3/сут продолжительность цикла увеличивается с 63 до 82 мин. Однако при расходе компримированного газа 5 тыс. м3/сут продолжительность цикла резко сокращается до 58 мин, что вызвано уменьшением разности давлений открытия/закрытия пилотного клапана. Таблица 4.5 – Продолжительность цикла и давление клапана Номер Vг, Давление клапана, ат Цикл, режима м3/сут открытия закрытия перепад мин 1 14000 58,5 50,9 7,6 62,93 2 10000 57,9 50,0 7,9 70,85 3 7000 56,0 49,2 6,8 81,78 4 5000 52,5 48,7 3,9 58,43 Из анализа рисунка 4.8 видно, что при уменьшении расхода компримированного газа с 14 до 5 тыс. м3/сут перепад давлений на клапане, равный разности между его давлениями открытия/закрытия, уменьшается с 7,6 до 3,9 ат. 84 Затрубное давление, 60 ат 58 56 54 52 50 48 46 44 42 тыс. 40 0:00:00 0:14:24 сут 0:28:48 тыс. сут 7 тыс. 0:43:12 сут 5 тыс. 0:57:36 сут 1:12:00 1:26:24 Время, ч:мм:сс Рисунок 4.7 – Циклические изменения затрубного давления на режимах Давление открытия и закрытия клапана, ат Цикл, мин 65,0 85 80 75 70 60,0 65 60 55 50 55,0 45 40 35 30 50,0 25 20 15 10 45,0 5 0 2 4 6 8 10 Расход ко при ированного газа тыс. Давление открытия Давление закрытия 12 3 14 16 сут Вре я цикла Рисунок 4.8 – Изменение времени цикла, давлений открытия и закрытия пилотного клапана cкв. № 801 при расходах компримированного газа 5, 7, 10 и 14 тыс. м3/сут 85 Поскольку давление открытия клапана RPV-1S конструктивно не зависит от температуры среды, причиной открытия клапана при меньших значениях затрубного давления является большее давление в НКТ, действующее на шток пилотной секции клапана. Косвенно это подтверждается меньшей скоростью снижения давления в затрубном пространстве (рисунок 4.9). Большее давление в НКТ при меньших значениях расхода компримированного газа, очевидно, вызвано большими утечками жидкости. Затрубное давление, 60 ат 58 56 54 52 50 48 46 44 42 тыс. сут тыс. сут 7 тыс. сут 5 тыс. сут 40 0:00:00 0:07:12 0:14:24 0:21:36 0:28:48 0:36:00 Время, ч:мм:сс Рисунок 4.9 – Уменьшение давления в затрубном пространстве скв. № 801 (фаза «выброс накопленной жидкостной пробки») Одним из важных показателей эффективности работы газлифтного подъемника при периодическом газлифте является скорость движения жидкости по НКТ. На рисунке 4.10 представлены данные по средней скорости движения жидкости в НКТ, полученные в результате обработки кривых изменения буферного и затрубного давлений во времени. Время движения пробки от клапана до устья принималось равным промежутку времени между скачком буферного давления и максимальным затрубным давлением, вызвавшим это возмущение. Скорость пробки жидкости, м/с 86 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 0 4.1 3.6 2.9 2.5 0 5 10 15 Расход компримированного газа, тыс.м3/сут Рисунок 4.10 – Зависимость скорости движения пробки жидкости в НКТ от расхода компримированного газа Область оптимальных областей режимов при периодической газлифтной эксплуатации лежит в интервале 3,5…5,5 м/с, что соответствует значениям расхода компримированного газа от 10 до 14 тыс. м3/сут. В таблице 4.6 приведено сопоставление фактических (полученных в ходе испытания технологии) и расчетных параметров работы скв. № 801 при периодическом газлифте. Таблица 4.6 – Сопоставление фактических (полученных в ходе испытания технологии) и расчетных параметров работы скв. № 801 при периодическом газлифте Факт Расчет 1 14000 27 518 Температура продукции на устье скважины, oC 34 2 10000 21 476 32 18,6 537 37,5 3 7000 19 368 33 16,8 434 37 4 5000 16 312 34 15 333 35,7 Расход Дебит УдельНо- комприжидный мер мирован- кости, расход режи- ного газа, м3/сут газа, ма м3/сут м3/м3 Дебит жидкости, м3/сут Удельный расход газа, м3/м3 19,5 717 Температура продукции на устье скважины,oC ~39 87 В основном, расчетные значения параметров совпадают с фактическими, за исключение режима при расходе компримированного газа 14 тыс. м3/сут, что подтверждает надежность методики расчета оптимизации параметров скважины на периодическом газлифте. Расчет экономической эффективности применения периодического газлифта проведен согласно «Методике оценки эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений СП «Вьетсовпетро»» [14], на основании сравнительного анализа прироста прибыли от дополнительно добытой нефти за счет применения периодического газлифта и затрат на их проведение. При оценке экономической эффективности проведения работ использованы фактические данные результатов проведенных работ, нормативы и цены, действующие в расчетном периоде и средние, фактически сложившиеся за рассматриваемый период. Изменение параметров работы скв. 801/МСП8 (фундамент) до и после применения периодического газлифта приведено на рисунке 4.11. 60,0 100 90 50,0 70 Qн т/ ут 40,0 60 30,0 50 40 20,0 30 Обводненость, % 80 20 10,0 10 0 0,0 11.2010 2.2011 Qн 6.2011 9.2011 12.2011 Обв дненн сть % 4.2012 7.2012 10.2012 1.2013 0 5.2013 Перев д на пери дический газлифт Рисунок 4.11 – Изменение параметров работы скв. № 801 до и после применения периодического газлифта 88 По результатам проведенных исследований и промысловых испытаний разработан руководящий документ «Технология периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»» [54]. Расчет экономической эффективности от внедрения периодического газлифта в скважинах №№ 801, 811, 1106 показал, что с июня 2011 г. по декабрь 2013 г. дополнительная добыча нефти составила 8500 т, а чистая прибыль – 1,275 млн долларов США. Выводы по главе 4 1. Для условий месторождения «Белый Тигр» предложены общие рекомендации по переводу скважин на периодический газлифт: при дебите скважины меньше 20 м3/сут и значении удельного расхода компримированного газа в расчете на единицу жидкости, равном 2050 м3/м3; при дебитах жидкости менее 16…24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8"; 32…48 м3/сут – для НКТ размером 2-7/8" и 48…64 м3/сут – для НКТ размером 3-1/2". 2. Разработана технология периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» и апробирована в 3 скважинах. После перевода скважин на периодический газлифт показатели их эксплуатации значительно улучшились: дебит нефти увеличился в 1,5…2,5 раза, температура продукции увеличилась на 4…5 0С, расход компримированного газа сократился в 2,0…2,6 раза, скорость движения жидкости по НКТ увеличилась до 5 м/с. Расчет экономической эффективности от внедрения периодического газлифта в скважинах №№ 801, 811, 1106 показал, что с июня 2011 г. по декабрь 2013 г. дополнительная добыча нефти составила 8500 т, а чистая прибыль – 1,275 млн долларов США. 3. По результатам проведенных исследований и промысловых испытаний разработан руководящий документ «Технология периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»». 89 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Научно обоснована и разработана физическая модель периодического газлифта. Создана экспериментальная установка, на которой показано, что при коротком интервале открытия клапана суммарный расход закачиваемого газа незначителен, и созданная газовая пробка в скважине не может поднять жидкость на поверхность. При увеличении времени открытия клапана газовая пробка расширяется и выбрасывает часть накопленного объема жидкости из подъемника, при этом дальнейшее увеличение времени открытия клапана приводит к тому, что газ, вытолкнув жидкость, продолжает выходить из подъемника. 2. На физической модели экспериментально установлено, что при постепенном увеличении суммарного объема закачиваемого газа удельный расход газа уменьшается до минимума, и значение оптимального объема закачиваемого газа находится в пределах 0,007…0,008 м3. Суммарный объем выбрасываемой жидкости увеличивается, а удельный расход газа уменьшается при увеличении скорости подачи газа в подъемник. 3. По результатам моделирования процесса работы подъемника скважин периодического газлифта установлено, что чем выше начальная высота жидкости в скважине, тем больше суммарный объем выбрасываемой жидкости. Пленка жидкости на стенке трубы занимает до 25 % от общего объема трубы, поэтому при объеме жидкости менее 25 % подъем жидкости малоэффективен. 4. По результатам исследования на физической модели периодического газлифта выявлено, что чем больше угол наклона подъемника, тем больше суммарный расход закачиваемого газа. При высоте подъемника от точки установки рабочего клапана до устья скважины 16 м и высоте столба жидкости в НКТ в момент открытия клапана 5,12 м при угле наклона подъемника 70 суммарный расход закачиваемого газа увеличивается на 3,28 %, а при 140 – на 5,62 %. Увеличение диаметра подъемника приводит к 90 увеличению объема выбрасываемой жидкости за цикл и уменьшению удельного расхода газа. 5. Разработана компьютерная программа расчета времени накопления оптимальной величины выбрасываемого столба жидкости, накапливаемой в насосно-компрессорных трубах, с целью получения максимально возможного дебита скважин периодического газлифта. Исследование эффекта многофазного течения с помощью разработанной компьютерной программы выявило, что чем больше обводненность, тем меньше значение забойного давления при одинаковом времени восстановления. 6. Разработаны критерии перевода скважин на периодический газлифт в условиях месторождения «Белый Тигр»: при дебите скважины меньше 20 м3/сут и значении удельного расхода компримированного газа в расчете на единицу жидкости, равном 2050 м3/м3; при дебитах жидкости менее 16…24 м3/сут для НКТ размером 2-3/8", 32…48 м3/сут – для НКТ размером 2-7/8" и 48…64 м3/сут – для НКТ размером 3-1/2". 7. Разработана технология периодического газлифта для месторождения «Белый Тигр», которая апробирована на трех скважинах. После перевода скважин на периодический газлифт показатели их эксплуатации значительно улучшились: дебит нефти увеличился в 1,5…2,5 раза, температура продукции увеличилась на 4…5 0С, расход компримированного газа сократился в 2,0…2,6 раза, скорость движения жидкости по НКТ увеличилась до 5 м/с. Разработан руководящий документ «Технология периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр»». Внедрение периодического газлифта позволило СП «Вьетсовпетро» за период с июня 2011 г. по декабрь 2013 г. дополнительно получить 8500 т нефти и 1,275 млн долларов США чистой прибыли. 91 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Аджалов, З. М. Исследование работы лифта замещения [Текст]: автореф. … канд. техн. наук. – 1960. – 13 с. 2. Алибеков, Б. И. К вопросу эксплуатации скважин плунжерным лифтом [Текст] / Б. И. Алибеков, Ш. Н. Алиев и др. // Нефтяное хозяйство. – 1965. – № 7. – С. 45-48. 3. Айрапетян, М. А. Методика подбора и предварительного исследования скважин, переводимых на эксплуатацию плунжерным лифтом [Текст] / М. А. Айрапетян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1941. – № 5. – С. 20-22. 4. Айрапетян, М. А. Руководство по эксплуатации скважин плунжерным лифтом [Текст] / М. А. Айрапетян, Н. А. Шаньгин // Азготоптехиздат. – Баку, 1941. – 48 с. 5. Андриасов, Р. С. О некоторых закономерностях движения газожидкостных смесей в трубах [Текст] / Р. С. Андриасов, В. А. Сахаров // Труды МИНХиГП. – М.: Недра, 1965. – Вып. 55. – С. 202-205. 6. Андриасов, Р. С. Влияние свойств фаз и скорости жидкости на относительную скорость движения одиночных пузырьков [Текст] / Р. С. Андриасов, В. А. Сахаров // Труды МИНХиГП им. И.М. Губкина. – М.: Недра, 1969. – Вып. 91. – С. 297-308. 7. Архангельский, В. А. Движение газированных нефтей в системе скважина-пласт [Текст] / В. А. Архангельский. – М.: Изд-во АН СССР, 1958. – 92 с. 8. Ашихмин, В. Н. Введение в математическое моделирование [Текст] учеб. пособие / В. Н. Ашихмин, М. Б. Гитман, Н. Э. Келлер и др. – М.: Университетская книга, Логос, 2007. – 440 с. 9. Бабазаде, Ф. А. Лифт замещения с отсечкой воздуха на забое [Текст] / Ф. А. Бабазаде, A. M. Мамедов // НТС «Нефтепромысловое дело». – 1962. – № 9. – С. 37-39. 92 10. Багдасаров, В. Г. Теория, расчет и практика эргазлифта [Текст] / В. Г. Багдасаров. – М.: Гостоптехиздат, 1947. – 370 с. 11. Белов, И. Г. Теория и практика периодического газлифта [Текст] / И. Г. Белов. – М.: Недра, 1975. – 143 с. 12. Белов, И. Г. Классификация установок периодического газлифта [Текст] / И. Г. Белов // Машины и нефтяное оборудование. – 1971. – № 1. – С. 14-18. 13. Белодворцев, Г. И. Физический анализ движения газожидкостной смеси в подъемных трубах эргазлифта [Текст] / Г. И. Белодворцев // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1939. – № 9. – С. 9-15. 14. Велиев, М. М. Методика оценки эффективности работ по интенсификации добычи нефти скважин месторождения СП «Вьетсовпетро»: РД СП-77/2011 [Текст] / М. М. Велиев, А. С. Кутовой, Нгуен Куок Зунг и др. – Вунгтау, 2011. – 57 с. 15. Газиев, Г. Н. Новые методы эксплуатации нефтяных скважин [Текст] / Г. Н. Газиев. – М.: Азернефтеиздат, 1936. – 123 с. 16. Гейман, М. А. Эксплуатация малодебитных скважин [Текст] / М. А. Гейман. – Баку: Азгостоптехиздат, 1942. – 124 с. 17. Грон, В. Г. Расчет газожидкостных подъемников нефтяных скважин с применением ЭВМ [Текст]: учеб. пособие / В. Г. Грон. – М.: Изд-во МИНГ, 1988.– 49 с. 18. Гукасов, Н. А. К вопросу расчета плунжерного лифта [Текст] / Н. А. Гукасов, A. M. Пирвердян // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – Баку, 1961. – № 6. – С. 28-30. 19. Гукасов, Н. А. Теоретическое исследование движения цилиндрических тел при турбулентном обтекании однородной жидкостью [Текст] / Н. А. Гукасов, A. M. Пирвердян // Изв. АН СССР. – 1962. – № 3. – С. 178-180. 20. Гукасов, Н. А. К гидравлике свободного поршня [Текст] / Н. А. Гукасов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – Баку, 1962. – № 4. – С. 24-27. 93 21. Гукасов, Н. А. Об одной задаче падения цилиндрического тела, обтекаемого газом (к технологии добычи нефти плунжерным лифтом) [Текст] / Н. А. Гукасов // Изв. АН Азерб. ССР. Серия геолого-географических наук. – 1964. – № 2. – С. 142-145. 22. Гурбанов, Р. С. Об обтекании вязкой жидкостью цилиндрического тела в вертикальной колонне труб [Текст] / Р. С. Гурбанов, А. Ф. Касимов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – Баку, 1962. – № 5. – С. 29-32. 23. Гухман, М. И. Лифт замещения с отсечкой воздуха на устье скважины [Текст] / М. И. Гухман // НТИ ЦНИИТЭнефть. – 1956. – № 26. – С. 3-4. 24. Долгих, Г. М. Оптимизация работы основных объектов газлифтной добычи нефти [Текст] / Г. М. Долгих, В. А. Леонов, P. P. Шигапов // Обз. инф., серия «Нефтепромысловое дело». – М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1986. – Вып. 12 (64). – 53 с. 25. Диб Айман Реда. Разработка методики расчёта параметров работы скважин при периодическом газлифте [Текст]: автореф. … канд. техн. наук. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. – 24 с. 26. Зайцев, Ю. В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин [Текст] / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. – М.: Недра, 1984. – 360 с. 27. Зайцев, Ю. В. Теория и практика газлифта [Текст] / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов, Р. А. Сафаров, Я. П. Дворкин, И. Ю. Зайцев. – М.: Недра, 1987. – 256 с. 28. Зайцев, Ю. В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин / Ю. В. Зайцев, Р. А. Максутов, О. В. Чубанов и др. – М.: Недра, 1984. – 360 с. 29. Карманов, В. Г. Математическое программирование [Текст]: учеб. пособие / В. Г. Карманов. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2004. – 264 с. 30. Корн, Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров [Текст] / Г. Корн, Т. Корн. – М.: Наука, 1984. – 831 с. 94 31. Крылов, А. П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа по вертикальным трубам [Текст] / А. П. Крылов // Нефтяное хозяйство. – 1935. – № 8. – С. 35-42. 32. Крылов, А. П. Изучение гидравлических сопротивлений и удельного веса смеси при работе воздушных подъемников в лабораторных условиях [Текст] / А. П. Крылов, Г. С. Лутошкин // Труды ВНИИ. – 1958. – Вып. ХIII. – С. 9-19. 33. Лаптев, А. А. Опыт применения плунжерного лифта [Текст] / А. А. Лаптев // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1941. – № 5. – С. 23-28. 34. Лутошкин, Г. С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы «жидкость-газ» на работу эргазлифта [Текст]: атореф. … канд. техн. наук. – М., 1955. – 21 с. 35. Ляпков, П. Д. Способы подъема жидкости из скважин [Текст]: учеб. пособие / П. Д. Ляпков, В. П. Павленко. – М.: Изд-во МИНГ, 1988. – С. 44-55. 36. Мохов, М. А. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин [Текст] / М. А. Мохов, В. А. Сахаров. – М.: Недра, 2008. – 188 с. 37. Меликов, B. C. Периодическая компрессорная эксплуатация и основы ее рационализации [Текст] / B. C. Меликов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1932. – № 10. – С. 61-67. 38. Меликов, B. C. Расчет и анализ работы/ насосов замещения [Текст] / B. C. Меликов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1936. –№ 3. – С. 17-23. 39. Мусаев, И. М. Плунжерный лифт [Текст] / И. М. Мусаев. – Баку: Азгостоптехиздат, 1940. – 37 с. 40. Мухаметшин, Р. К. Повышение эффективности эксплуатации периодических газлифтных скважин [Текст] / Р. К. Мухаметшин, А. А. Гареев, В. А. Сахаров, Б. А. Акопян // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 11. – С. 40-43. 41. Нигай, Ю. В. Промысловые испытания установок периодического газлифта с автоматическим регулированием циклов газлифтными клапанами 95 [Текст] / Ю. В. Нигай, П. И. Егоров, А. В. Баринов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 2. – С. 45-46. 42. Репин, Н. Н. О коэффициенте полезного действия процесса лифтирования [Текст] / Н. Н. Репин, А. И. Дьячук, К. И. Исангулов // Тр. УфНИИ. – Уфа: Башкнигоиздат, 1969. – Вып. 21. – С. 161-165. 43. Сахаров, В. А. Теоретические и экспериментальные исследования движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах и нефтяных скважинах [Текст] / В. А. Сахаров // НТИС. Сер. «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1992. – Вып. 9. – С. 1-14. 44. Сахаров, В. А. Точность расчетов параметров газожидкостного подъемника [Текст] / В. А. Сахаров, Г. Такач // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 4. – С. 55-58. 45. Сахаров, В. А. Корреляционные зависимости для расчета вертикальных газожидкостных подъемников [Текст] / В. А. Сахаров, А. В. Воловодов, М. А. Мохов // Труды МИНГ им. И. М. Губкина. – М.: Недра, 1987. – Вып. 199. – С. 141-147. 46. Сахаров, В. А. Анализ методик расчета промысловых газожидкостных подъемников и условия разработки универсальной методики [Текст] / В. А. Сахаров, A. З. Воловодов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – Вып. 3-4. – С. 2-11. 47. Сахаров, В. А. Периодическая эксплуатация нефтяных скважин [Текст]: учеб. пособие / В. А. Сахаров, И. Т. Мищенко, Г. И. Богомольный, М.А. Мохов. – М.: Изд-во МИНГ, 1985. – 69 с. 48. Сахаров, В. А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках [Текст] / В. А. Сахаров, М. А. Мохов. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. – 398 с. 49. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области добычи нефти и закачки воды для условий 96 месторождений СП «Вьетсовпетро» [Текст]: отчет о НИР IV.1 / НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2000. – 149 с. 50. Совершенствование и внедрение технических и технологических решений в области месторождений СП добычи нефти «Вьетсовпетро» и закачки [Текст]: воды отчет о для НИР условий III.6 / НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2001. – 154 с. 51. Совершенствование техники и технологии добычи нефти, методов интенсификации и закачки воды на месторождениях СП «Вьетсовпетро» [Текст]: отчет о НИР III.8 / НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро». – Вунгтау, 2002. – 205 с. 52. Савенков, Г. Д. Расчет процесса продавки скважин с учетом поглощения жидкости [Текст] / Г. Д. Савенков, B. C. Бойко, И. Г. Савенков // Изв. вузов «Нефть и газ». – Баку, 1980. – № 9. – С. 27-32. 53. Справочник по нефтепромысловому оборудованию [Текст] / Под ред. Е. И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990. – 510 с. 54. Технология периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» [Текст]: РД СП-47/2011. – Вунгтау, 2011. – 77 с. 55. Репин, Н. Н. Технология механизированной добычи нефти [Текст] / Н. Н. Репин, В. В. Девликамов, О. М. Юсупов и др. – М.: Недра, 1976. – 175 с. 56. Ты Тхань Нгиа. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2014. Вып. 2 (96). – С. 97-106. 57. Ты Тхань Нгиа. Моделирование процесса работы подъемника скважин при периодическом газлифте [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2014. Вып. 2 (96). – С. 77-87. 58. Ты Тхань Нгиа. Критерии применения периодического газлифта в условиях месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, 97 М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2013. – С. 48-49. 59. Ты Тхань Нгиа. К вопросу повышения эффективности работы малодебитных скважин в СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Ты Тхань Нгиа // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2013. – С. 52-53. 60. Ты Тхань Нгиа. Разработка типовых схем установок периодического газлифта для условий месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2013. – С. 94-98. 61. Ты Тхань Нгиа. Методы удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. – Уфа, 2013. – С. 99-102. 62. Ты Тхань Нгиа. Исследование процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 107-109. 63. Ты Тхань Нгиа. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с помощью различных кислотнощелочных систем [Текст] / Ты Тхань Нгиа, Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем 98 транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 169-171. 64. Ты Тхань Нгиа. Определение основных технологических параметров процесса работы подъемника периодическим газлифтом на основании физической модели [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 131-133. 65. Ты Тхань Нгиа. Движение жидкой и газовой пробок в подъемнике периодического газлифта [Текст] / Ты Тхань Нгиа // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 134-135. 66. Ты Тхань Нгиа. Технология применения периодического газлифта для низкодебитных скважин месторождения «Белый Тигр» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 136-138. 67. Ты Тхань Нгиа. Анализ режима работы и мероприятия по повышению эффективности эксплуатации газлифтных скважин [Текст] / Ты Тхань Нгиа, Ле Минь Туан, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XХII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2014». – Уфа, 2014. – С. 139-143. 99 68. Флетчер, Х. Принципы работы плунжерного лифта [Текст] / Х. Флетчер // Иностранная нефтяная техника. – М.: Нефтеиздат ЦИСОНа, 1936. – Вып. 385. – С. 45-49. 69. Уайт, Дж. У. Плунжерный лифт [Текст] / Дж. У. Уайт // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1982. – № 11. – С. 12-19. 70. Уинклер, Х. У. Типы газлифтных установок для решения специфических эксплуатационных проблем [Текст] / Х. У. Уинклер // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1988. – № 12. – С. 29-34. 71. Adair, W. B. Calculating a Gas-Lift Installation [Text] / W. B. Adair // Petrol. Eng. – 1956. – V.28, XI. – Sect В. – P. 41-51. 72. Artificial Lifting of Deep Wells. Drill and Prod Pract [Text]. – 1952. – Р. 174-198. 73. Barnea, D. A Unified Model for Predicting Flow-Pattern Transitions for the Whole Range of Pipe Inclinations [Text] / D. Barnea // Int. J. Multiphase Flow. – 1987. – Vol. 13. – No. 1. – Р. 1-12. 74. Barnea, D. Effect of Bubble Shape on Pressure Drop Calculations in Vertical Slug Flow [Text] / D. Barnea // Int. J. Multiphase Flow. – 1990. – Vol. 16. – No. 1. – Р. 79-89. 75. Barnea, D. Flow Pattern Transition for Gas-Liquid Flow in Horizontal and Inclined Pipes [Text] / D. Barnea, Y. Taitel // Int. J. Multiphase Flow. – 1980. – Vol. 6. – Р. 217-225. 76. Barnea, D. А Flow pattern transition for Downward Inclined Two Phase Flow Horizontal to Vertical [Text] / D. Barnea, Y. Taitel // Chem. Eng. Sci. – 1982. – Vol. 37. – No. 5. – Р. 735-740. 77. Barnea, D. Simplified Transient Simulation of Two Phase Flow Using Quasi-Equilibrium Momentum Balances [Text] / D. Barnea, Y. Taitel // Int. J. Multiphase Flow. – 1997. – Vol. 23. – No. 3. – Р. 493-501. 78. Baxendell, P. B. The Calculation of Pressure Gradients in High Rate Flowing Wells [Text] / P. B. Baxendell, R. Thomas // J.P.T. – October, 1961. – Р. 1023-1028. 100 79. Bond, G. R. Production with Plunger Lift [Text] / G. R. Bond // Petrol. Eng. – 1954. – V. 26. – No. 10. – Sect. B. – P. 38-44. 80. Brill, J. P. An Analytical Description of Liquid Slug Flow in Small Diameter Vertical Conducts [Text] / J. P. Brill and al // Trans. AIME 24. – 1967. – Р. 419-432. 81. Brown, K. E. Gas Lift Theory and Practice [Text] / K. E. Brown // The University of Tulsa. – Tulsa, Oklahoma, 1967. – P. 320. 82. Burke, R. H. The History and Modern Application of Gas Lift [Text] / R. H. Burke // Petrol. Technol. – 1952. – V. IV. – No. l. – Р. 19-20. 83. Colins, R. The Motion of Large Gas Bubbles Rising Through Liquid Flowing in Tube [Text] / R. Colins et al. // J. Fluid. – 1978. – Mech. 89. – Р. 497-514. 84. Dake, L. P. Fundamental of Reservoir Engineering [Text] / L.P. Dake // Developments in Petroleum Science. – Elsevier Science Publishers, 1978. – 443 р. 85. Davies. The Mechanics of Large Bubbles Rising Through Extended Liquids and Through Liquids in Tubes [Text] / Davies & Taylor // Proc. Roy. Soc., 200A. – 1949. – P. 375-390. 86. Divine, D. L. Combination Gas Lift. Electrical Submersible Pump System Increases Flexibility [Text] / D. L. Divine, P. T. Eads, J. F. Lea, H. W. Winkler // World Oil. – 1990. – No. 4. – Р. 77-82. 87. Gilbert, W. E. Flowing and Gas Lift Well Performance [Text] / W. E. Gilbert // DPP. – 1954. – Р. 126-157. 88. Hagedorn, A. R. Experimental Study of Pressure Gradients Occurring During Continuous Two Phase Flow in Small Diameter Vertical Conduits [Text] / A. R. Hagedorn, K. E. Brown // J.P.T. – April, 1965. – Р. 475. 89. Kirpatrick, C. V. Fundamentals of Gaslift. Pt.2 Continuous or Intermitter Gas Flow [Text] / C. V. Kirpatrick // Oil and Gas. – V. 53. – No. 17. – 1954. – Р. 77-78. 90. Kirpatrick, C. V. Fundamental Design of Gas Lift Systems [Text] / C. V. Kirpatrick // Petrol. Eng. – 1957. – V. 29. – No. 7. – Р. 41-49. 101 91. Murry, E. D. Graph System Gives Gas Lift a Lift [Text] / E. D. Murry // World Oil. – 1957. – V. 145. – No. 5. – P. 216-221. 92. Neely, А. В. A Field Test and Analytical Study of Intermittent Gas Lift [Text] / А. В. Neely, J. W. Montgomery, J. V. Vogel // Sac. Pet. Eng. J. – 1974. – No. 10. – P. 502-512. 93. Orkeszewski, J. Predicting Two Phase Pressure Drops in Vertical Pipe [Text] / J. Orkeszewski // JPJ. – June, 1967. – Р. 829-838. 94. Poettman, F. H. The Multiphase Flow of Oil, Gas and Water through Vertical Flow Strings [Text] / F. H. Poettman, P. G. Carpenter // Drilling Prod. Pract. – 1952. – Р. 257. 95. Schmidt, Z. Hydrodynamic Model for Intermittent Gas Lifting of Viscous Oil [Text] / Z. Schmidt, D. R. Doty, P. B. Lukong, O. F. Fernandez, J. P. Brill // JPT. – 1984. – Vol. 36. – No. 3. – P.475-485. 96. Taitel, Y. A Model for Slug Frequency during Gas-Liquid Flow in Horizontal and near Horizontal Flow [Text] / Y. Taitel, A. E. Dukler // Int. J. Multiphase Flow. – 1977. – Vol. 3. – Р. 585-596. 97. Taitel, Y. Modelling Flow Pattern Transitions for Steady Upward GasLiquid Flow in Vertical Tubes [Text] / Y. Taitel et al // AIChE Journal. – 1980. – Vol. 26. – No. 3. – Р. 345-354. 98. White, G. F. An Analytical Concept of the Static and Dynamic Parameter of Intermittent Gaslift [Text] / G. F. White et al // J. Pet. Tech. Trans. AIME. – 1963. – Р. 301-308. 99. Winkler, H. W. Gas Lift Manual [Text] / H. W. Winkler, S. Smith. – Cameo Inc., Houston, Texas. – P. 6-001-6-029.
