Возможности увеличения газлифтной добычи нефти на морских месторождениях

Нефтегазовые месторождения Нефтяные Камни, Песчаный-море, Сангачалы-море— о. Дуванный — о. Булла находятся в поздней стадии эксплуатации, и стабилизация добычи по ним имеет важное значение. Конструкция подъемников в основном двухрядная, комбинированная из труб диаметрами 114, 73 и 60 мм. Часть фонда газлифтных скважин (15 %) оборудована однорядным подъемником, оснащенным газлифтными клапанами конструкции ОКБ «Нефтемаш» и фирмы «Камко».

Глубина скважин варьирует от 300 до 5000 м, максимальная глубина точки ввода газа составляет 3500 м. Рабочее давление нагнетания сжатого агента изменяется от 1,8 до 7,6 МПа, дебиты (скважин от 1 до 300 т/сут, удельный расход газа от 100 до 2300 м³/т. Характерным, в зависимости удельного расхода газа от добычи жидкости (см. рис. 14.2), является уменьшение удель­ного расхода газа с увеличением дебита скважин.

Противодавление в системе сбора изменяется от 0,4—0,7 МПа на месторождении Нефтяные Камни, до 1,2—1,5 МПа — по НГДУ им. А. Серебровского и Н. Нариманова.

Рабочий агент (газ) распределяется по газлифтным скважи­нам централизованно, через газораспределительные установки, расположенные на приэстакадных площадках вблизи устья мор­ских скважин. На месторождении Нефтяные Камни газлифтные скважины работают в условиях дефицита ресурса сжатого газа.

Фонд компрессорных скважин по глубинам подвески распре­деляется следующим образом:

Глубина, м……… 1000 1000—1500 1500—2000 2000

Фонд скважин, %...... 66 22 9 3

Основной объем добычи нефти (61,5%) приходится на сква­жины глубиной до 1000 м и 25,4 % добычи на скважины глуби­ной от 1000 до 1500 м. Скважины глубиной свыше 1500 м дают лишь 12 % от суммарной газлифтной добычи. Из анализа резуль­татов работы скважин видно, что основной резерв увеличения отборов жидкости заключается в увеличении длины подъемника и в оборудовании скважин однорядным подъемником с его осна­щением газлифтными клапанами.

При этом необходимо увеличить ресурс сжатого агента и дав­ление в системе газлифтного цикла до 5,5—5,0 МПа.

Приведем средние показатели работы каждой из этих катего­рий скважин на месторождении Нефтяные Камни.

1. Скважины с глубиной до 1000 м.

В 56 скважинах этой категории средняя глубина второго ряда труб равна 257 м, при средней глубине первого 454 м. Среднее устьевое рабочее давление равно 2,2 МПа, что свидетельствует о близости статического уровня к устью скважины. Эти скважины имеют высокий коэффициент продуктивности, и по ним имеется резерв увеличения отборов жидкости за счет увеличения подвески подъемника и объема рабочего агента.

По этой категории в 234 скважинах средняя глубина ввода газа составляет 500 м при рабочем давлении 2,4 МПа и средней длине первого ряда НКТ 680 м. При рабочем давлении в системе газлифтного цикла 2,8—3,0 МПа имеется резерв увеличения глу­бины подвески скважин на 100—150 м. При этом необходимо при­менение комбинированной системы газлифтных клапанов: верх­ний— нормально открытый дифференциального действия типа КП-22, остальные — нормально закрытые Г-38 или Г-25.

При обеспечении сжатым агентом более высокого давления скважины этой группы могут быть переведены на эксплуатацию однорядным подъемником с клапанами Г-38 или Г-25 с вводом газа через башмак подъемника.

У этой категории скважин низкий коэффициент продуктивно­сти, и повысить к. п. д. подъемника можно будет за счет: роста производительности подъемника путем увеличения погружения.

В 61 скважине средняя глубина ввода газа составляет 750 м при глубине первого ряда подъемника 820 м. Средний коэффици­ент продуктивности по этой группе скважин равен 7 т/(МПа*сут). Они могут эксплуатироваться с максимальной глубиной ввода газа при существующем давлении газа в газлифтной системе. Запуск этих скважин в работу (продавка) также возможен при использо­вании комбинированной системы клапанов дифференциального действия и сильфонных — типа Г-38.

2. Скважины с интервалом глубин 1000—1500 м.

Согласно технологическому режиму их работы следует, что для 98 скважин с интервалом глубин ввода газа до 800 м при су­ществующем рабочем давлении подачи сжатого агента резервы увеличения отборов жидкости при изменении конструкции подъем­ника незначительны из-за отсутствия газа более высокого давле­ния. Эта группа скважин имеет достаточно высокие коэффициен­ты продуктивности 12—21 т/(МПа*сут). При обеспечении их газом более высокого давления (4,5—5,0 МПа) и изменении кон­струкции подъемника на однорядный с газлифтными клапанами можно достигнуть увеличения отбора жидкости и повышения к. п. д. подъемника.

3. Скважины глубиной 1500—2000 м.

По этой категории скважин из-за ограниченности рабочего дав­ления в системе газлифтного цикла нет возможности увеличения отбора жидкости.

В 20 скважинах со средней глубиной ввода газа 485 м измене­ние конструкции подъемника на однорядный позволяет увеличить глубину ввода газа не более чем на 70—100 м. В 23 скважинах

со средней глубиной ввода газа 747 м отсутствует возможность увеличения глубины ввода газа также из-за ограниченности рабо­чего давления (р_р = 2,65 МПа).

При наличии газа высокого давления (4,5—5,0 МПа) по этим 43 скважинам увеличение подвески позволит увеличить отбор жид­кости.

4. Скважины глубиной свыше 2000 м.

По 17 скважинам средняя глубина ввода газа составляет 487 м. Средний дебит по этой категории равен 27 т/сут при давле­нии нагнетания газа 2,3 МПа.

При наличии газа высокого давления увеличение длины подъ­емника позволяет существенно увеличить отбор жидкости по ним.

Пять скважин этой категории, средняя глубина ввода газа которых составляет 760 м, работают при среднем давлении нагнетания 2,0 МПа. Применение дифференциальных клапанов позволит увеличить глубину погружения при существующем дав­лении газа 2,8—3,0 МПа.

Из изложенного видно, что по месторождению Нефтяные Камни имеется определенный резерв роста дебитов нефти за счет увеличения длины подъемников, оснащения их газлифтными кла­панами и увеличения рабочего давления в системе газлифтного цикла. Скважины же месторождений Песчаный-море, Сангачалы-море — о. Дуванный — о. Булла эксплуатируются с максимальны­ми дебитами, несмотря на сравнительно низкие к. п. д. подъем­ников.

Анализ теоретических характеристик подъемника зависимости дебита от расхода газа показывает, что дебит незначительно уменьшится в диапазоне ±20 % подачи сжатого газа.

По газлифтным скважинам этих месторождений и по их от­дельным блокам необходимо провести исследования по установле­нию оптимизированного режима работы лифтов и выбрать наи­более рациональные из них.

Литература:

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. —: Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

9. twirpx.com

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: