Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Медко Владимир Васильевич

Москва - 2007

Общая характеристика работы

Актуальность работы

В процессе эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений возникают осложнения, вызванные скоплениями воды. В результате снижаются рабочие дебиты скважин.

Для добычи газа из крупнейших газовых месторождений России - Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др., расположенных в районах Крайнего Севера, применяют скважины, оборудованные лифтовыми колоннами из труб больших диаметров (Ду=168 мм). На сегодняшний день из таких скважин добывается основное количество газа в России.

Для эффективного подъема жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб Ду=60ч89 мм, применяют газлифт с закачкой газа и плунжерный лифт. В скважинах, оборудованных лифтовыми колоннами из труб большего диаметра, закачка газа и плунжерный лифт до настоящего времени не испытывались и не применялись.

Поэтому разработка технологий для удаления жидкости из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами из труб больших диаметров, с использованием закачки газа и плунжерного лифта является актуальной задачей исследований.

Цель работы

Разработка технологии удаления жидкости из газовых скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, для повышения их производительности на заключительной стадии разработки месторождений.

Основные задачи исследований

Анализ особенностей эксплуатации газовых скважин сеноманских залежей на заключительном этапе разработки месторождений Крайнего Севера.

Весь комплекс решаемых задач относится к газовым скважинам сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм, для обеспечения условий эффективного выноса жидкости:

Ш изучение в промысловых условиях технологии увеличения скорости газа по лифтовой колонне путем закачки газа в межтрубный кольцевой канал;

Ш создание экспериментального стенда на газовом промысле и проведение исследований для определения работоспособности плунжерного лифта и гидравлических характеристик плунжеров;

Ш изучение условий эксплуатации газовых скважин с плунжерным лифтом и испытание технологии и средств контроля за его работой;

Ш разработка технологий плунжерного лифта для различных условий эксплуатации газовых скважин.

Методы решения поставленных задач базируются на основании предшествующих теоретических разработок в области газлифта и плунжерного лифта.

Задачи решены с помощью:

Ш проведения исследований скважин при работе в режиме задавливания и закачки газа в кольцевой межтрубный канал;

Ш экспериментальных исследований плунжерного лифта на стенде;

Ш промысловых испытаний технологии плунжерного лифта в скважине

Научная новизна

Испытаниями самозадавливающейся скважины подтверждена эффективность эксплуатации скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, с использованием закачки газа в межтрубный кольцевой канал.

Разработаны процессы для удаления воды из скважин сеноманских залежей с использованием плунжерного лифта непрерывного и периодического действия для различных геолого-технических условий эксплуатации. Впервые, на разработанном экспериментальном стенде, в динамических условиях определены коэффициенты гидравлического сопротивления плунжеров Ду=168мм. Испытаниями на скважине установлена эффективность плунжерного лифта непрерывного действия для эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров.

Защищаемые положения

Ш технология удаления воды из скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, путем закачки газа по межтрубному кольцевому каналу, работающих с депрессиями в пределах 0,1 до 0,3 МПа и дебитами газа, недостаточными для выноса жидкости;

Ш методика испытаний плунжерного лифта Ду=168 мм на экспериментальном стенде с использованием газа сеноманских залежей при давлениях от 1,2 до 1,9 МПа;

Ш технология и комплекс оборудования плунжерного лифта для эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм

Практическая ценность и реализация результатов работы

Испытаниями на скважине подтверждена возможность удаления воды с использованием закачки газа по затрубью. Технология закачки может быть использована в скважинах, к которым подведены два шлейфа.

На созданном экспериментальном стенде по методике автора испытаны плунжеры и ограничители хода плунжера, предназначенные для скважин сеноманских залежей. Испытаниями подтвержден широкий диапазон рабочих дебитов и давлений, при которых плунжерный лифт может использоваться в скважинах для удаления жидкости. Результаты испытаний могут быть использованы для выбора оптимальной конструкции плунжера для конкретных условий эксплуатации скважины.

Технические решения, использованные в экспериментальной установке для исследования условий работы плунжерного лифта, защищены патентами РФ.

Разработан и испытан на скважине плунжерный лифт для удаления воды по лифтовым колоннам из труб Ду=168 мм. Количество газа, добываемого из скважины при работе плунжерного лифта со стальным плунжером увеличилось до 3,2 млн.м³, вместо 1,75 млн.м³ за аналогичный период работы без плунжера. Оборудование плунжерного лифта защищено патентами РФ.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на отраслевых и межотраслевых научно-практических и научных конференциях, совещаниях и семинарах:

- 6-я научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Новые технологии в газовой промышленности” (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 26-27 января 2005 г.),

- ХХIII Международный Газовый Конгресс (г. Амстердам, 5- 9 июня 2006 г.),

- Научно-техническая конференция «Проблемы нефтегазовой отрасли в Северо-Западном регионе России» (Севернипигаз, г.Ухта, 18-20 октября 2005 г.),

- 7-я Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», (г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 29-30 января 2007 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 12 работ, включая тезисы докладов, патенты РФ на полезные модели, статьи, в том числе 2 статьи в изданиях, включенных в «Перечень …» ВАК Минобрнауки РФ.

Объём и структура работы

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 42 рисунка и 7 таблиц. Список использованной литературы состоит из 57 наименований.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам Медвежинского Газопромыслового Управления: Мельникову И.В., Савушкину В.В., Шемякину Д.Н., Валиахметову М.Г., Берману В.Д., Исаеву А.А., Мешкову Н.В., Цареву Д.В., Заикину А.А.; главному геологу ООО «Надымгазпром» Облекову Г.И., а также Бузинову С.Н., Васильеву Ю.Н., Истомину В.А., Соловьеву Н.Н., Харитонову А.Н. за ценные советы и помощь в работе.

Содержание работы

Во введении изложена актуальность темы диссертации, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная значимость и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе проанализированы особенности эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений на заключительной стадии разработки на примере месторождения Медвежье.

Месторождение Медвежье первым из группы газовых месторождений севера Тюменской области России было разбурено и обустроено для опытной, а затем промышленной разработки. Более 50% скважин оборудованы лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм. С начала периода падающей добычи рабочие дебиты газа из скважин значительно уменьшились. В 27% скважин, из-за уменьшения скорости газа в лифтовых колоннах ниже критического уровня, создаются условия, при которых вода скапливается на забое и в лифтовой колонне. Работа скважин становится невозможной без проведения мероприятий по удалению воды. Анализ эксплуатации фонда скважин крупнейших месторождений России показал, что количество скважин, в которых отмечается присутствие только конденсационной воды в 5 раз больше, чем скважин, в которых отмечен приток пластовой минерализованной воды.

Вода, скопившаяся в стволе скважины, оказывает дополнительное гидравлическое давление на забой. В результате приток газа из продуктивного пласта ограничивается, дебит газа уменьшается, а скважина, при определенных значениях давления на устье и скоплении воды в лифтовой колонне, периодически самозадавливается, прекращает подачу газа в газосборный трубопровод.

Стабильная работа большинства скважин месторождения Медвежье (около 70%) обеспечивается за счет работы дожимных компрессорных станций (ДКС), которые поддерживают разность давлений в продуктивном пласте и в общем газосборном коллекторе на уровне, при котором скорость газа по лифтовым колоннам достаточна для выноса жидкости. Количество таких скважин с каждым годом уменьшается на 2-3% от общего количества эксплуатационных скважин.

В 27% скважин от общего эксплуатационного фонда воду удаляют за счет применения технологических продувок в атмосферу. В периоды между циклами удаления жидкости, скважины этой группы работают с постепенно уменьшающимися дебитами газа. Количество скважин, которые приходиться продувать, с каждым годом увеличивается.

По результатам анализа влияния самозадавливающихся скважин сеноманской залежи Медвежьего ГКМ на общую добычу газа по месторождению сделаны выводы:

1. На сегодняшний день, на долю самозадавливающихся скважин приходится 18% от общего суточного отбора газа по месторождению. При этом количество самозадавливающихся скважин составляет 27% от общего количества скважин.

2. Около 90% суточных отборов газа из самозадавливающихся скважин приходится на скважины, оборудованные лифтовыми колоннами Ду=168 мм. При этом их количество составляет 85% от количества самозадавливающихся скважин.

3. Количество самозадавливающихся скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=168 мм, практически равно количеству стабильно работающих скважин. При этом добыча газа из стабильно работающих скважин (Ду=168 мм) в 2,6 раза больше, чем из самозадавливающихся скважин (Ду=168 мм). Учитывая тот факт, что среднесуточный дебит стабильно работающих скважин равен среднему базовому дебиту газа (дебиту, обеспечивающему минимальные потери давления в лифтовой колонне), следует ожидать в ближайшие годы значительного увеличения количества самозадавливающихся скважин за счет скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=168 мм, а соответственно и значительного снижения суточных отборов из этих скважин.

На основе проведенного анализа были определены основные задачи исследований.

Вторая глава посвящена исследованию процессов, влияющих на режим эксплуатации скважин сеноманских залежей.

В задачу исследования были включены вопросы определения количества воды, конденсирующейся ниже пакера и на участке от пакера до устья скважины. В результате исследований установлен характер изменения относительного влагосодержания газа по мере его продвижения из пласта на забой, а затем по стволу скважины. Основное количество влаги (более 85%) конденсируется за счет снижения температуры газа на участке от пакера до устья скважины, превращаясь в капельную влагу. Таким образом, требуется удалять воду, накапливающуюся выше пакера, т.к. восходящий поток газа в сужении пакера не дает жидкости стекать ниже. Общее количество конденсационной воды в самозадавливающихся скважинах при среднесуточном дебите 100-150 тыс.м³/сутки не превышает 200 литров в сутки. В лифтовой колонне Ду=168 мм это количество занимает около 11 метров водяного столба.

Рассмотрены условия обратной фильтрации конденсационной воды из скважины в пласт. Во время остановки скважины жидкость перетекает из призабойной зоны в пласт.

В работе представлен обзор проведенных ранее исследований в области подъема малых количеств жидкости газом и результаты исследований условий самозадавливания газовых скважин месторождения Медвежье.

Результаты эксперементальных и теоретических исследований процессов подъема жидкости газом отражены в работах: Крылова А.П., Багдасарова В.Г., Андриасова Р.С., Лутошкина Г.С., Сахарова В.А, Мохова М.А, применительно к газовым скважинам - Коротаева Ю.П., Бузинова С.Н., Гриценко А.И., Одишария Г.Э., Точигина А.А., Гукасова Н.А., Клапчука О.В, Харченко Ю.А., Кучерова Г.Г., Шулятикова В.И., Варивода Ю.В. и др. Под руководством Бузинова С.Н., его учениками Ахмедовым Б.Г., Казаковым Б.О., Толмачевым Д.В. был проведен комплекс работ по изучению подъема воды воздухом по лифтовой колонне при давлениях до 2,0 МПа.

Изучение процесса самозадавливания скважины сеноманской залежи с лифтовой колонной Ду=168 мм проведены на скважине 916 месторождения Медвежье. Исследованы закономерности изменения давления, дебита и температуры газа при работе скважины в процессе самозадавливания с начальным дебитом 80 и 104 тыс.м³/сутки.

В результате уточнены границы области самозадавливания скважин и использования технологий для принудительного удаления воды из скважин.

В третьей главе рассмотрены процессы для подъема жидкости с использованием динамического напора потока газа скважины.

В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений получили распространение технологии, основанные на поддержании скоростей потока газа по лифтовым колоннам, обеспечивающих непрерывный вынос жидкой фазы:

- уменьшением давления на устье скважины по мере снижения давления в продуктивном пласте;

- применением в скважинах лифтовых колонн из труб меньшего диаметра.

Процессы подъема жидкости с использованием газа, относятся к категории традиционных газлифтных технологий. Проблемы, сопровождающие газлифтные технологии, т.е. процессы закачки газа в скважины, обусловлены природными и техногенными факторами - отрицательными температурами окружающего воздуха, значительным расстоянием от скважины до источника газа высокого давления, уменьшением температуры газа при дросселировании и др. Газ, закачиваемый в межтрубный кольцевой канал скважин, должен быть предварительно осушен, перед вводом в скважину иметь положительную температуру для исключения образования в центральной лифтовой колонне ледяных, газогидратных и парафиновых глухих или плохо проницаемых отложений.

Во ВНИИГАЗе, Бузиновым С.Н., была разработана методика и обоснование для использования закачки газа в скважины сеноманских залежей.

Процесс удаления жидкости с использованием закачки газа в межтрубный кольцевой канал скважины заключается в обеспечении расхода газа по лифтовой колонне, необходимого для выноса жидкости.

Алгоритм расчета процесса закачки газа в межтрубный кольцевой канал основан на том, что при малых расходах газа в стволе скважины скапливается большое количество жидкости, которое препятствует движению газа, создавая дополнительное сопротивление. По мере увеличения расхода газа в стволе скважины уменьшаются количество жидкости и соответственно потери давления.

Объектом для испытаний закачки газа в межтрубный кольцевой канал была выбрана скважина 916 месторождения Медвежье. Работа скважины 916 с дебитом газа меньше минимально-необходимого, обеспечивающего вынос жидкости с забоя, носит неустойчивый характер. Проведены исследования работы скважины 916 с закачкой газа в межтрубный кольцевой канал в диапазоне устьевых давлений 17,2- 18 кг/см².

Результаты расчетов параметров работы скважин при закачке по методикам, разработанным в ООО «ВНИИГАЗ», согласуются с фактическими данными.

Результаты работ показали возможность эффективной эксплуатации самозадавливающихся скважин с закачкой газа в межтрубный кольцевой канал.

В четвертой главе рассмотрен плунжерный лифт для скважин сеноманских залежей газа. Проанализирован опыт применения плунжерного лифта, известные конструкции плунжеров для газовых скважин. При увеличении размера труб, увеличиваются размеры плунжера, масса и сила ударов о поверхность ограничителей хода. В скважинах сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=168мм, должны применяться только двухсекционные плунжеры (типа шар-корпус), деформируемые в моменты ударов, восстанавливающие форму после удара на периоды падения и подъема. Для испытаний на стенде и в скважине 623 были разработаны и изготовлены плунжера с одинаковым внешним обтекаемым профилем, с шаром и/или корпусом из упругого материала (рисунок 1).

В скважине корпусы плунжеров из алюминиевого сплава Д16Т без покрытия и с оксидным покрытием, резины СКУ-50, литьевого полиуретана подвержены значительному износу после 500-700 циклов спуска/подъема. Корпус, изготовленный из термообработанной стали 40Х, прекратил работу из-за износа после 25 суток работы в непрерывном режиме. За указанный период плунжер прошел расстояние около 5500 км. В процессе испытаний выявлены отдельные недостатки конструкции плунжера: износ наружной поверхности плунжеров испытанных в скважине 623, отслоение от резинового корпуса закладных ограничителей хода шара, кессонные вздутия поверхности шара из маслонефтебензостойкой резины. Плунжеры из уретановых резин СКУ-50, литьевого полиуретана оказались стойкими к воздействию газовой среды на стенде и в скважине. Для уменьшения истирания корпуса плунжера, изготовленного из стали, рекомендуется увеличить твердость наружной поверхности с 40 до 50 ед., а для продления периода работы плунжера уменьшить количество циклов удаления воды из скважины с 100ч120 до 10ч40 циклов в сутки.

Рисунок 1 - Опытные образцы плунжеров из сплава Д16Т и резины СКУ-50

Разработана новая конструкция плунжера с кольцевым ограничителем хода шара совершенной аэродинамической формы.

Процессы движения и обтекания плунжеров в противотоке жидкости изучались Минигазимовым М.Г., Гукасовым Н.А., Гурбановым Р.С., Акиловым Ж.А., Идельчик И.Е., Егоровым П.И., Шулятиковым В.И. и др.

Рисунок 2 - Конструкции плунжеров типа «летающий клапан»

Плунжер для сеноманских скважин отличается, от известных плунжеров, формой наружного профиля, обтекаемого газом (рисунок 2). Скорость подъема плунжера зависит от его массы и зазора между корпусом и трубой, а скорость спуска - от внутреннего диаметра корпуса в суженном сечении. Во время подъема центральное отверстие корпуса плунжера перекрыто шаром (поз. а; в; г), поток среды в зоне нижнего конца плунжера сужается, а в средней части, в зоне дренажных отверстий поверхности трубчатого корпуса, потоки объединяются. Длина сужения не превышает 0,5 диаметра трубы.

В процессе цикла спуска/подъема масса плунжера (шара, корпуса) уравновешивается гидравлическим сопротивлением при подъеме (спуске), определяется условием равновесия в период равномерного движения. Для расчета гидравлических характеристик плунжера и его секций предложено использовать формулу

	(1)

где: Gj - масса плунжера (шара, корпуса);

V_J - объем элемента; - плотность газа в лифтовой колонне в рабочих условиях; - скорость среды омывающей плунжер (шар, корпус) в проходных сечениях не перекрытых плунжером (шаром, корпусом); j - тип элемента (j-1 - шар, j-2 - трубчатый корпус, j-3 - плунжер (совместно шар и трубчатый корпус)); f_J - эффективная площадь сечения перекрываемая элементом, к которой относится _J; g - ускорение свободного падения; - коэффициент гидравлического сопротивления.

удаление жидкость газовая скважина

	(2)

- объемные расходы газа, проходящего в зазорах относительно плунжера (шара, корпуса) во время подъема () и во время спуска корпуса () и шара (), рассчитывают по уравнениям (3) и (4); - площадь проходного сечения зазоров между трубой и плунжером (шаром, корпусом)

	(3)
	(4)

где: v; v₃; v₂ (v₁), - скорости соответственно газа в трубе, подъема плунжера, спуска корпуса (шара); S - площадь проходного сечения трубы.

Коэффициенты гидравлического сопротивления () определяют на экспериментальном стенде в процессе движения

	(5)

Вес плунжера (корпуса, шара) можно определять из соотношения

	(6)

Обязательной составной частью установок плунжерного лифта являются ограничители перемещения плунжера в лифтовой колонне скважины. Для использования плунжеров из упругих материалов были разработаны новые конструкции нижнего и верхнего ограничителей.

Для испытания плунжеров, нижнего и верхнего ограничителей, был создан на промысле ГП-1 Медвежинского ГПУ экспериментальный стенд (рисунок 3), разработана методика испытаний и обработки результатов измерений. Общая высота экспериментального стенда 5 метров.

Экспериментальный стенд включает:

1. Внешние трубопроводы для подвода в стенд газа высокого давления с выходного коллектора из дожимной компрессорной станции ГП-1 (ДКС) и отвода газа во входной трубопровод (рисунок 3, поз. 13-15) в дкс.

2. комплекс оборудования для регулирования и поддержания расхода газа (рисунок 3, поз. 1, 2, 21, 22) через стенд и давления в экспериментальной колонне.

3. экспериментальную колонну Ду=168 мм с нижним и верхним ограничителями (рисунок 3, поз. 3-6, 11). Высота экспериментального участка 3 метра.

4. Программно-аппаратный измерительный комплекс динамических параметров (ИКДП), который предназначен для синхронного измерения во взрывоопасной зоне ряда технологических параметров, характеризующих работу плунжерного лифта, и отображения измеренной информации в реальном времени на персональном компьютере (рисунок 4).

Рисунок 3 - Стенд для испытаний оборудования плунжерного лифта.

Схема обвязки и внешний вид

На стенде были испытаны: нижний и верхний ограничители, плунжеры - с корпусом из алюминиевого сплава, резиновой смеси СКУ-50, литьевого полиуретана, стали - наружным диаметром от 140 до 150 мм, и с внутренним диаметром от 60 до 90 мм, массой от 2,2 до 3,6 кг, с резиновыми шарами диаметром 120 мм и массой от 1,2 до 3,6 кг. Определены коэффициенты гидравлического сопротивления плунжеров.

Испытания на работоспособность проводились в следующей последовательности: испытываемый плунжер помещали в экспериментальную колонну и пропускали через неё газ сеноманских скважин. Устанавливали давление в колонне в диапазоне от 1,3 до 1,8 МПа и расход газа, при котором плунжер начинал работать в непрерывном режиме. Режим работы регистрировали. Периодически плунжер извлекали и осматривали.

Рисунок 4 - Результаты измерения параметров движения плунжера в экспериментальной колонне «стенда 168»

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления каждый плунжер помещали в стенд, устанавливали расход газа в диапазоне от 1,5 до 3,0 тыс.м³/час, а затем постепенно, на 10-15%, увеличивали расход газа до максимального, при котором плунжер зависал на устье стенда, а затем по шагам уменьшали расход газа. Каждый режим в течении 2-5 минут работы становился стабильным. На основе массива накопленной информации по графикам определяли длительности периодов времени подъема плунжера, падения шара и корпуса. Определенные на основании графиков интервалы времени ; ; заносили в соответствующие листы программы Microsoft Excel. Рассчитывали скорости движения плунжера, шара, корпуса, газа в экспериментальной колонне. По формулам (3; 4) расчитывали утечки газа в зазорах. Коэффициенты гидравлического сопротивления определяли по формуле (5). На основе расчитанных коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле (6) расчитывается предельно допустимая масса плунжера, т.е. суммарная масса шара и корпуса. Результаты расчета коэффициентов гидравлического сопротивления плунжеров с наружнм диаметром корпуса 144 и 146 мм, массой 3,5 - 5,35 кг представлены на графике (Рисунок 5). При скоростях подъема плунжера в диапазоне 1-4 м/с коэффициенты сопротивления плунжеров незначительно различаются. При скоростях подъема 4 - 7 м/с наблюдается увеличение коэффициентов сопротивления, объясняемое погрешностью измерения времени подъема. для расчета массы плунжера рекомендуется использовать значения коэффициентов сопотивления определенные при скоростях подъема в диапазоне 1-4 м/с.

Рисунок 5 - Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления для подъема плунжера от скорости подъема

В пятой главе приводятся результаты испытаний плунжерного лифта в скважине 623 месторождения Медвежье. Скважина оборудована лифтовой колонной из труб Ду=168 мм с пакером на глубине 923 м. Для удаления жидкости она продувалась в атмосферу 2 раза в неделю. В процессе подготовки скважины проведены измерения внутреннего диаметра лифтовой колонны микрокаверномером. Выявлены сужения и расширения в лифтовой колонне. Проходной канал проверен шаблоном диаметром 147 мм. В лифтовую колонну скважины спустили нижний, а на устье установили верхний ограничители.

В течение первой недели все попытки запустить скважину с плунжерным лифтом в газосборный коллектор были безуспешны. Все циклы подъема и удаления воды из скважины плунжером происходили во время продувки на факел через ограничительные шайбы.

24 февраля 2006 года впервые плунжерный лифт заработал в скважине, оборудованной лифтовой колонной из труб Ду=168 мм. В течение трех дней плунжер работал в непрерывном стабильном режиме. Дебит скважины и температура газа на устье не уменьшались. На четвертый день плунжер перестал подниматься к устью скважины при работе в газосборный коллектор. Во время работы на продувочный трубопровод плунжер поднялся к устью и был извлечен из скважины. Наружный диаметр корпуса уменьшился со 145,8 до 142 мм. Причиной остановки плунжера являлось увеличение зазора. Затем использовали плунжер с оксидным покрытием для уменьшения износа корпуса. Плунжер проработал в течение 6 суток в непрерывном режиме, а затем работал периодически.

Для измерения дебита газа на устье скважины (19.04.2006 г.) был смонтирован расходомер «Сокол». Это позволило проводить непрерывный контроль за работой плунжерного лифта по картограммам расходомера. За период испытаний с февраля по декабрь 2006 года, каждый новый плунжер работал в течении 4-6 дней в непрерывном режиме, а затем, после уменьшения наружного диаметра, зависал на нижнем ограничителе и самопроизвольно с непредсказуемой периодичностью поднимался с водой к устью скважины. После каждого подъема к устью дебит газа скважины увеличивался, а затем постепенно уменьшался. В отдельные периоды, после подъема большого количества воды и значительного увеличения дебита газа, плунжер совершал подряд несколько циклов.

Последним был испытан плунжер из стали 40Х. Ежедневно плунжер совершал 110-130 циклов. За каждый цикл плунжер поднимал не больше 1-2 кг воды (столб высотой 5-10 см). Он проработал стабильно в течение 25-ти суток (рисунок 6). После остановки его извлекли из скважины с помощью технологической продувки. Плунжер был изношен.

Рисунок 6 - Дебит газа скважины 623 без плунжерного лифта и с применением плунжерного лифта

За период работы плунжера из скважины было добыто около 3200 тыс.м³ газа. За аналогичный период работы скважины без плунжера было бы добыто около 1750 тыс.м³, и 5-8 раз пришлось бы проводить технологические продувки скважины на факельную линию (суммарно в течение ~ 16-20 часов).

За время испытаний плунжерного лифта не выявлено значительной разницы в работе плунжеров, изготовленных из разных материалов, за исключением интенсивности износа. Плунжеры из полиуретана и дюрали изнашиваются в 5-7 раз быстрее, чем стальные.

В шестой главе изложены основные технологические сценарии использования плунжерного лифта, разработанные на основе опыта полученного в процессе испытаний в скважине 623. Под словом «Сценарий» в данной работе подразумевается описание основных стадий технологического процесса и последовательность действий для удаления жидкости из скважин с помощью плунжерного лифта для различных геолого-технических условий эксплуатации скважин.

Рассмотрены сценарии использования плунжерного лифта непрерывного действия для удаления воды из скважин сеноманских залежей, в которых:

1. Плунжер может перемещаться от башмака лифтовой колонны до устья скважины (при отсутствии пакера);

2. Плунжер может перемещаться от сужения в корпусе циркуляционного клапана, установленного выше пакера, до устья скважины

В скважинах, разрабатывающих сеноманские залежи, осложнения обусловлены в основном из-за скопления конденсационной воды, поэтому сценарий удаления конденсационной воды в установках плунжерного лифта непрерывного действия предусматривает предупреждение стекания воды по стенкам труб плунжером на пути подъема к устью.

В значительном количестве скважин ниже пакера подвешен хвостовик, состоящий из труб Ду=168 мм длиной от 150 до 350 м. Даже небольшого столба пластовой воды (20-30 м) в хвостовике достаточно, чтобы произошло самозадавливание скважины. Разработан сценарий, по которому в лифтовую колонну скважины необходимо предварительно спустить дополнительную колонну труб меньшего диаметра. Низ дополнительной колонны должен находиться выше нижней кромки (башмака) лифтовой колонны. Нижний ограничитель хода плунжера устанавливают над установочным узлом дополнительной колонны.

Скорость потока газа по дополнительной колонне труб будет достаточна для подъема жидкости. Скорость потока газа в основной лифтовой колонне уменьшается, так как площадь проходного сечения лифтовой колонны существенно больше, чем площадь проходного сечения дополнительной колонны. Основная лифтовая колонна превращается в сепарационное устройство, в нижней части которого накапливается вода. Плунжер, находящийся в лифтовой колонне, опускается до нижнего ограничителя, а затем потоком газа поднимается к устью скважины вместе с водой.

Попытки продления периода работы плунжера без замены привели к разработке сценариев периодического плунжерного лифта. Например, уменьшение количества циклов работы плунжера со 120-140 до 30-40 в сутки позволит продлить период использования корпуса плунжера минимум до 3-4 месяцев до замены корпуса.

Возможны три варианта для задержки плунжера или секций плунжера в скважине:

1. Корпус плунжера задерживают на устье скважины после окончания цикла подъема воды к устью скважины. Шар после подъема воды к устью скважины опускается на нижний ограничитель хода плунжера;

2. Плунжер (корпус и шар) после подъема воды к устью скважины задерживают на устье скважины, на время, заданное контролером.

3. Плунжер после подъема воды к устью скважины разделяют на две секции. Шар и корпус опускаются на нижний ограничитель хода плунжера и остаются на нем до начала цикла подъема воды к устью скважины.

Рассмотрены различные технические решения для остановки плунжера на период накопления воды в скважине.

Для скважин, в которых имеются значительные сужения и нет возможности без проведения капитального ремонта скважин запустить плунжерный лифт, разработан сценарий использования плунжерного лифта в процессе продувки скважины в атмосферу. Продолжительность такой продувки составит максимум 5-10 минут вместо 1-3 часов.

Испытания плунжерного лифта в скважинах занимают очень много времени, прежде чем получить положительный результат или принять решение о применении другой конструкции или материала. Поэтому было принято решение провести исследования процессов удаления воды с использованием плунжера на динамических моделях. Были сформулированы технические и технологические требования к моделям плунжерного лифта, скважинам и разработаны алгоритмы расчета. Динамическая модель была разработана совместно с Серебрянским А.Я., Михейкиной Н.Д., Ивановым М.П. и Шулятиковым И.В.

На динамической модели, возможно, проследить характер изменения скорости движения плунжера и потока среды в периоды неустановившегося движения и представить графически пространственное положение плунжера и его секций в скважине в различные периоды времени. В результате изучения на модели процессов плунжерного лифта можно найти оптимальные параметры плунжера и режимы его функционирования в реальной скважине. На основании результатов расчета строились графики зависимостей изменения во времени положения и скорости перемещения плунжера и его секций в скважине (падения, подъема), давления на забое скважины, массовых расходов газа и скоростей потоков среды в эксплуатационной (219 мм) лифтовой (168 мм) колоннах у башмака, в зоне нижнего ограничителя хода плунжера, на устье скважины.

Основные выводы диссертационной работы могут быть сведены к следующим положениям:

1. Одним из основных факторов, вызывающих осложнения при эксплуатации скважин, оборудованных лифтовыми колоннами Ду=168 мм, и ограничивающих их производительность на поздней стадии разработки сеноманских залежей газовых месторождений, является скопление конденсационной воды в лифтовых колоннах и на забое. В стволе скважины выделяется не более 1.7 - 2,0 кг конденсационной воды на каждые 1000 м³ газа, в том числе на участке от пакера до устья скважины - не менее 85-90% от этого количества. Процесс накопления воды в скважине сопровождается ее оттоком с забоя в пласт

2. Проведенными расчетами и промысловыми испытаниями подтверждена возможность и эффективность закачки газа в межтрубный кольцевой канал, не перекрытый пакером, для поддержания расхода газа, необходимого для выноса жидкости из скважин сеноманских залежей

3. Впервые разработаны и испытаны технология и комплекс оборудования для удаления конденсационной воды с использованием плунжерного лифта для газовых скважин с лифтовыми колоннами из труб Ду=168 мм. Результаты испытаний показали высокую эффективность использования плунжерного лифта для удаления жидкости из скважин, с лифтовыми колоннами больших диаметров

4. Создан экспериментальный стенд для испытаний оборудования плунжерного лифта, рабочей средой в котором является газ из сеноманских залежей. Стенд оборудован комплексом автоматической регистрации в реальном времени давления, разности давления и расхода газа. Разработана и используется методика проведения испытаний оборудования для определения работоспособности и коэффициентов гидравлического сопротивления плунжеров.

5. Проведены промысловые испытания плунжерного лифта в скважине 623 месторождения Медвежье, оборудованной лифтовой колонной из труб Ду=168 мм и пакером. За период работы плунжера со стальным корпусом и резиновым шаром отборы газа из скважины увеличились почти в 2 раза по сравнению с аналогичным периодом работы скважины без плунжера

6. Разработаны технологические сценарии процессов удаления жидкости плунжерным лифтом в непрерывном и периодическом режимах из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров, эксплуатируемых по пакерной и беспакерной схемам

Список основных работ, опубликованных по теме диссертации

1. Шулятиков, И.В., Сидорова, С.А., Медко, В.В., Пристанский, А.Г. Технологические процессы и оборудование для эксплуатации газовых скважин в условиях, осложненных наличием жидкости и разрушением призабойной зоны / Обз. информ.: Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - с.103.

2. Медко, В.В., Шулятиков, И.В. Перспективные технические решения для удаления воды из скважин сеноманских залежей, оборудованных лифтовыми колоннами из труб 168 мм // Сб. тез. докл. 6-ой научн.-техн. Конференция и выставка «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»: сб. тез. докл. (26 - 27 января 2005 г., Москва). - Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 2005.- С. 103-104.

3. Шулятиков, В.И., Медко, В.В., Пристанский, А.Г., Шулятиков, И.В., Сидорова, С.А., Кузнецов, С.А. Войвожский опыт и перспективы использования плунжерного лифта на газовых и газоконденсатных месторождениях России // Сб. докл. НТС «Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в Северо-западном регионе России». 4 кн. в 2:«Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования пластов и скважин»: сб. докл. (2005 г., Ухта). - Ухта: Филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз». - 2005. - С. 212-225.

4. Тер-Саркисов, Р.М., Илатовский, Ю.В., Бузинов, С.Н., Медко, В.В., Харитонов, А.Н., Нифантов, В.И., Казарян, В.П., Серегина, Н.В. Особенности добычи низконапорного газа // Газовая промышленность - 2005. - №11. - С. 67-70.

5. Пат. (пм) 48581 Российская Федерация, МПК. Установка для моделирования натурных условий работы скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений; Тер-Саркисов Р.М., Бузинов С.Н., Шулятиков И.В., Шулятиков В.И., Харитонов А.Н., Кузнецов С.А., Медко В.В., бондарев Е.В.; опубл. 27.10.05, Бюл. № 30. - 5 с.: ил.

6. Тер-Саркисов, Р.М., Сулейманов, Р.С., Бузинов, С.Н., Васильев, Ю.Н., Медко, В.В., Шулятиков, В.И. Новый этап в изучении движения газожидкостных потоков в вертикальных трубах // Газовая промышленность - 2006. - № 3. - С. 64-67.

7. Medko, V.V., Shulyatikov, I.V. Operation of Wells on the Medvezhie Gas Field on the Basis of Plunger Lift at a Final stage of the Field Development // Reports, ХХIII International Gas Conference: (June of 2006, Holland). - Amsterdam: International Gas Union.

8. Медко, В.В. Технические решения для удаления воды из скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров // Сб. тез. докл. 7-ой Всероссийской научн.-техн. Конференция: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»: сб. тез. докл. (29 - 30 января 2007 г., Москва). - Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 2007.- С. Vi(680).

9. Медко, В.В., Шулятиков, И.В., Кузнецов, С.А. Особенности использования плунжерного лифта в газовых скважинах // Сб. тез. докл. 7-ой Всероссийской научн.-техн. Конференция: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»: сб. тез. докл. (29 - 30 января 2007 г., Москва). - Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. - 2007.- С. 136.

10. Пат. (пм) 59135 Российская Федерация, МПК. Плунжерный лифт; Медко В.В., Мельников И.В., Валиахметов М.Г., Исаев А.А., Шулятиков И.В., Шулятиков В.И.; опубл. 10.12.06, Бюл. №34. - 5 с.: ил.

11. Пат. (пм) 60980 Российская Федерация, МПК. Плунжерный лифт; Медко В.В., Мельников И.В., Валиахметов М.Г., Шулятиков И.В., Шулятиков В.И.; опубл. 30.08.06, Бюл. №4. - 5 с.: ил.

12. Пат. (пм) 62425 Российская Федерация, МПК. Летающий клапан для плунжерного лифта; Медко В.В., Шулятиков И.В., Шулятиков В.И.; опубл. 10.04.07, Бюл. № 10. - 5 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru