автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка методик технологических расчетов при эксплуатации скважин внутрискажинным газлифтом

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

ОД яи 1Ш'ткйНА

На правах рукописи УДК622276.53.054:5325

ДЖИЕМБАЕВА Каламкас Иярнсовна

РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ВНУТРИСКВАЖИННЫМ ГАЗЛИФТОМ

Оквдалшость 05.15.06 «Разработка и эксплуатация яефгянЫЧ И газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ Диосертащи на ооискаше ученой степени кандидата текосчесхих наук

Москва-1998

Работа выполнена в Государственной Академии нефти и газа им ИМ Губкина

Нзучкьш руководитель:

Доктор технических наук; професоор Сахаров В А Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Алиев З.С. Кандидат технических наук, с.к.с. Мусавфов Р.Х Ведшая организация:

Институт проблем, нефти к газа РАН и Министерства общего и профессионального образования РФ

Завдгта диссертации состоится «УА г.

на заседании диссертационного совета К053.27.08при Государственной Академии нефти и газа им. ИМ.Губкина по адресу. 117917, Москва, Ленинский пр., д.65, эта

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И МГубкина.

в //"часов № минут

г.

Ученый секретарь дисоерташоннотс кандидат технических наук, професс

ОБЩ\Я ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы Споооб эксплуатация!, когда добыча нефти осуществляется за счет энергии газа, поступающего ¡¡з газового пласта, находящегося в разрезе данной скважины, называется внутриаеважинйым газлифтом.

Большинство крупных нефтяных месторождений являются много-пласговыми, в их разрезе часто присутствуют газовые пласты, а часть нефтяных залежей может иметь газовые шапки На начальной стации разработки таких месторождений внутрискважикный газлифт (ВСГ) может эффективно использоваться на участках, где планируемые отборы не обеспечиваются фонтанным способом. Цзи больших ресурсах газа КГ может использоваться в качестве основного способа эксплуатации, в частности при разработке нефтяных оторочек газовых и газоконденсашых месторождений.

Тем не менее в настоящее время ВСГ не находит широкого применения в мировой практике нефтедобычи Цэичшами этого чаще всего называют сложность и низкую надежность применяемого оборудования и затруднения при смене режимов. Нэ в большинстве случаев при ВСГ возможно применение стандартного скважинлого оборудования компрессорного газлифта, а смену режима можно осуществить изменением диаметра седла рабочего клапана, заменив его с помощью канатной техники, или заменой устьевого ппуцера'

ГЬ нашему мнению, основной причиной ограниченного применения ВСГ является сложившееся представление о-неуправляемости процесса эксплуатации, о непредсказуемости ожидаемого дебита скважины. Связано это с отсутствием надежных методик технологических расчетов ВСГ, пригодных для всех его разновидностей.

Цель паботы заключается в создании методик технолэгичеасих рао-ч-ггоь совместной работы нефтяного и газового пластов для выбора оборудования и установления режима работы скважин ВСГ при всех возможных нет интах взаиморасположения пластов и соотношения давлетий.

В работе решены следующие задачи

1. Цзеяложена классификация возможных вариантов ВСГ, исходя из взаимного расположения нефтяного и газового пластов и соотношения их— птестоеьк давлений.

2 Разработаны технологам эксплуатации асважин внутрискважик-кым газлифтом при заданном дебите нефтяного пласта для различных вариантов ВСГ, включакхше:

- вторичное вскрыше продуктивных говеггов и освоение скважины;

• выбор оборудования и установлгБие режима работы скважины;

- обеспечение автономного гуска и остановки скважины выкидной задз;оккой_

3. Разработана методика оцажи возможности эксплуатации скважи-кь:вн)трискважинным газлифтом.

Методы решения поставленных задач.

Задачи решались путем анализа существукгцих методов и текнплэ-п а": расчетов ВСГ, их совершенствования и уточнения, раацюсяра:: их на другие варианты взаиморасположения пластов и ооотношашя истовых давлений. Были проведены промысловые исследования на моделях клтрискважинного газлифта

Научная новизна

Предложена классификация возможных вариантов внутрискважин-ното газлифта, отличающихся ззаимным распалмкенкем нефтяного и газового шестов и соотношением их пластовых давлжий, а, следовательно,-скважшшьм оборудованием и техногогаей эксплуатации.

Сформулирована задача оптимизации режима эксплуатации скзажи-кы внутри схважинным газлифтом в зависимости от продуктивны;-; >грак-терксткх нефтяного и газового пластов.

Разработаны принципы модешроваим виутригазлкфгоой скаажлны позволяющие эксперименталшо решать огпимизашонные задачи. ПЫдспгческая ценность.

Разработаны методики выЗора оборудования и установления реллул работы скважин для всех возможных вариантов ВСГ, основанные на современных методах расчета классического гетлифта

Созданы методики расчета азтокомного пуска скважин для различных вариантов ВСГ, включая расчеты расстановки пусковых газлифтных клапанов. (

Обоснована область возможного применения беспакерной схемы внутрискважинного газлифта Апробация работы.

Основные подажения, содержащиеся в диссертационной работе(дох-лацывались на заседаниях технических советов НГДУ «Узеннефть» (март 3989 г., сентябрь 1990 г.), на научных сем:шнрах и заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Казахского национального политехнического университета и кафедры разработки я эштлуатации нефтяных месгороядений Государственной Акацемщ нефгл и газа им. И М. Губкина

Публикации. ГЬ теме диссертации опубликовано 4 печашых работы Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, трех пео и заключения. Общий объем работы составляет 114 страниц, в том числе 12 таблиц 34 рисунка и списка литературы га 53 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Зо введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформугофованьцеяь и задачи исследований, научная новгана и практическая значимость диссертационной работы.

В первой главе освещается опыт применения в практике нефтедобычи бескомпрессорного газлифта и, в частности, ВОТ. Бескомпресоорный газлкфтный споооб экахтузгаши скважин применялся в различных регионах бывшего СССР: в Западном Казахстане, Украине, Азербайджане, Киргизии, Туркмении, Краснодарском и Ставропольском краях и Западной Сибири В работе рассмотрезш особенности использования метода бескомпрессорного газлифта в России и Казахстане.

По данным Г.АВфакина опытно-промыпшенная эксплуатация нефтяных скважин с целно опредежния технико-экономической эффективности бегкомлрессорного газлифта быта проведена на ЬЬво-Дмитриевасом и Анастаотевжо-Троицком месторовдениях Краоюдарасого края в 1964-65 годах. Суточный суммарный прирост добычи нефти по 11 скважинам, переведенным на бескомпресоорный газлифт составил 111,6 т. Цж переводе с фонтанного способа на бескомпреекссорньй газлифт объемы капитальных вложений оказались на 10-4С% ниже, чем при переводе на глубинно-насосный споооб эксплуатации. Уже на 1 января 1967 г. на бескомпресоорный газлифт по ПО «Краскодарнефтегаз» быго переведено 59 скважин. Экономия от снижения себестоимости добычи нефти за 1965-66 годы составила 1696,6 тью.руб. Бхагоприягаые усшвия (наличие газа высокого давления и возможность утилизации его после газлифта) способствовали промышленному развития бескомпрессорного газлифтного споооба добычи нефти на ряде других месторождений.

В Ставропольасом крае широкое внедрение бескомпрессорного газлифта наблюдалось с начала 70-х годов. Этому способствовали специфические особенности месторождений Ставрополья (высокая температура,

содержание песка, в добываемой жидкости, агрессивность шестовых вод), затрудняющие применение насосных способов эксплуатации, и наличие ресурсов газа газоконденсатного месторождения Русский Хутор. Скважины эксплуатировались с помощью полуторарядньк подъемников бег газ-лифгных клапанов. Гфимгнение клапанов КП-22 осложнялось их невысокой надежностью, коррозии! и интенсивным содаэтлэжшием в НЕСГ в об-пгст расположения клапанов.

Особенно интенсивные попытки широкого внедрения бескомпрессорного и внутрисхважинного газлифта были предприняты в Западной Сибири в начале 70-х годов. Вопросам совершенствования техники и технологии бескомпрессорного и внутркскважнншго газлифта бьтпи гкхвяшяы работы ученых-нефгяшшков ВАГЪпова, ВАШибанова, ЕПо^-тэ, НПЗахарченко, НСМаринина, НП Гречневая др. № основании технико-технолэгичеасих решений, разработанных в СибНИИ НЦ, бескомпресоэр-кый газлифт успешно использовался для добычи нефти. Не дожидаясь окончания строихельсша компрессорных станций и других коммуникаций на бескомпрессорньм газлифт было переведено свыше 120 нефтяных скважин Самотлэрсжого, Лянгорского и Бькггршского месторождезшй. Велись работы по переводу скважин Варьеганского, Северо-Варьегеносого и Таг-рккского месторождений на бескомпрессорный газлифт.

На Самотлорском месторождении бескомпрессорньв газлифтньк скважины были оборудованы по трем схемам:

- внутрисквагкшный газлифт (ВСГ );

- одновременно-раздельная схема «ВСГ-газ»;

- автономный беассмпресоорный газлифт (АБКГ).—

При ВСГ использовался газ газовой шапки пласта А, при этом давление газа превышало забойное давление нефтяного пласта и допустимое давление на эши^атационную коданну, поэтому применялась

лзутакерная схема Использовалось стдапгртное оборудование компрессорного газлифта фирмы Сатоо, а также дроссельный клапан ОКБ РЭ.

Схема ВСГ-газ обеяпечивата раздельный отбор жидкости и газа с использованием последи сто для бескомпресоорной эксплуатации других нефтяных скважин. Чаль газа в скважине-доноре использовалась для лиф-тирования жвдкосш. Скважина оборудовалась установкой УВЛГ-168-210.

При АБКГ в качестве источника газа использовались" газовые скважины, пробуренные на газовую шапку пласта АД. Давление на устье ква-жин колебалось в пределах 10-13 МПа Газ га скважины поступал на газо-распреяехпггельную батарею и по макифолышм подавался в газлифгные скважины В качестве подаемного оборудования использовались установки

г _

конструкции ОКБРЭс Л60А-210, Л73А-210 с газлифтными клапанами типа Г-25.Г-28. В компоновку подземного оборудования входили щфкуляшюн-ный клапан и пшромехашгчеасий пакер ППГМ-1.

В последние годы предпринимаются попытки использования ВСГ в качестве одного из способов эксплуатации при разработке нефтяных оторочек газовых и газоковденсзтных месторождений. На Уренгойском месторождении по схеме ВСГ более устойчиво работают асважины с высокими газовыми факторами и устьевыми давлениями.

Внедрение бестчлреогорного газлифта в Казахстане началось с начала 60-х годов. Участие в обосновании и освоении метода принимали ПАХаликов, О.ПЗакаров, ИТМуллаев, Р.У.Утесинов, С.АШалабаев и др. С1965 г. началось к>гтенсивное внедрение этого метода на месторождении Узень. В качестве рабочего агента испохйзовался природный газ месторождения Тенге с рабочим давлением 5 МПа. В зависимости от объекта эксплуатации применяли 3 или 4 пусковых клапана

В работе приводотся методика для определения 1фодалжительносш бескампрессорной газлифшой эксплуатации скваязш за счет использования газа газового месторождения или газовой шапки. Методика построена

на уравнении материального баланса при известных запасах газа и пластовом давление в газовом гоисте, а также предполагаемом суммарном расходе газа и необходимом рабочем давлгнии при гззлифтаой экаьтуаташш скважин. ^

Прогрессирующее обводнение скважин Узеньского месторождения и истощение ресурсов газа месторождения Тенге создали к концу 70-х годов ряд трудностей для дальнейшего продолжался беаеомпрессорного гзз-лифтного способа добычи нефти. Перевод пелифтньк скважин на копрес-сорный способ позволил поддерживать постоянное и высокое давление газа, что способствовало увеличению дебетов скважин и снижению удельных расходов рабочего агента.

В 1980 г. на месторождении Карамзншлбас был применен внутрискв ажинный газлифт. Газовый пласт был расположен выше нефтяного и отделялся от последнего тикером. Скважина № 140 работала ВСГ с постоянным дебтпом 100-110 т/сут. Окош 3 лет. На скважине № 237 эксперимент с ВСГ оказался неудачным из-за неправильного подбора объектов эксгоузгадаи, неточного определения их характеристик, а также из-за отсутствия надежныхгахеруюишхустройств. ГЬ этой же 1тричине, т.е. газа сшжности обеспечения надежного разобщения пгасгов при высоких давлениях, датагаалее распространи о ге ВСГ было приостановлено.

В результате анализа опыта применения ВСГ бьго установило, что помимо осуществления добычи нефти только за счет пластовой энергии и возможности высоких деб!ГГОв скважин, данный способ эксплуатации обладает рядом преимуществ перед другими. Это простота обслуживания скважин, высокий КЦЦ по сравнению с компресоорным газлифтом (больше в 2,5 раза), отсутствие пиратообрззования, вследствие того, что газ находится в контакте с нефтью при высокой температура умении енпе вероятности отложения парафинов и асфальтенса, т. к помимо высокой

те-плературы увтгчение газа в потоке препятствует выделению расторгшего газа и уменьшению растворяющей способности нефти.

Ограниченное распространение ВСГ объясняется большинством ис-склователей сложностью и низкой надежностью применяемого оборудования, затруднениями при смене режимов работы скважины, большими погрешностями при учете расхода газа и сложностью борьбы с ОЭЛеОТЛО Же-

ниями.

ГЬ нашему мнению, эти недостатки не столь существенны и не могут бьпь причинами ограниченного применения этого способа эксплуатации.

При ВСГ может использоваться стандартное скважинное оборудова-ьше. применяемое при компрессорном газлифте, его надежность зависит от фирмы-изготовителя. Единственным дополнительным элзментом при некоторых видах ВСГ является товпан для подачи в лифт продукции нефтяного пласта.

Режим работы скважины можно менять не только сменой диаметра седла клапана, извлекаемого с помощью канатной техники, но и сменой штуцера на поверхности.

Точность замеров расхода газа при ВСГ не только необходима, а проблема отложения солей не обязательна для каждого месторождения и встает она перед разработчиками при определенной, обычно достаточно большой, обводненности продукции скважины

Таким образом, вышеперечисленные недостатки либо устранимы, либо несущественны и не могут бьпь причиной ограничения внедрения ВСГ. Основными причинами, на наш взгляд, является сложившееся мнение о неуправляемости процесса эксплуатации скважин, о непредсказуемости • дебита, который можно ожидать из той или иной скважины при ВСГ. А связано это, во-первых, с отсутствием надежных методик технологических расчетов ВСГ, пригодных для всех вариантов и разновидностей ВСГ. Во-вторых, с отсутствием расчетов оборудования для пуска скважины после

остановки. В-третьих с недостаточными данными о продуктивных объекта* - о характеристиках нефтяного и газового пластов.

Решению двух первых из перечисленных проблем посвящена диссертационная работа.

Методики технологических расчетов при ВСГ изложены в работах многих авторов: Р.САнприасов, ВАСахаров, НАГЬпов, В А Шибанов, Г.АХаликов, О. П Захаров, ВС.Олирнов и др. Все они, по существу, разработаны для варианта расположения газового пласта над нефтяным, в боль-. шинстве га них пренебрегается дегрессией в газовом пласту не рассматриваются условия пуаса скважины посте остановки. Кроме того, некоторые методики страдают неопределенностью и приближенностью при определении давления в газожидкостном подъемнике на глубине расположения рабочего газлифгного клапана

Вторая глава посвящена разработке методик расчетов для выбора оборудование установления режима работы асважины и пуска се после остановки для всех возможных вариантов ВСГ на основе совремашых методов расчета классического газлифта

В первом разделе рассматриваются условия осуществления ВСГ, оговариваются допущения, принятые при разработке методик технологических расчетов. Г^едлагается следующая классификация всех возможных вгриантов ВСГ, отличающихся взаимным расположением нефтяного и газового шестов и соотношением их пластовых давлений:

1) нефтяной пласт глубже газового,

Рпг < Рли ¿Рек+Ряг',

2) нефтяной пласт глубже газового,

Рпн > Р еЬ + Рт-;

3) нефтяной пласт глубже газового,

Рт < Рпг;

4) газовый пласт глубже нефтяного,

Рпн < Рпг'

5) газовый пласт глубже нефтяного, РпН > Я/Г»

гл= Рг.н (Рпг ) - шнсговое давление нефтяного (газового) пласта; р - ггютность жидкости; g - ускорение силы тяжести; л - расстояние мезкцу пластами.

В работе показано, что беспакерная oossta эксплуатации скважины возможна лишь для левого варианта В друтих вариантах при беспакерной ой.й процесс будет неуправляемым, будут существовать перетоки между продуктивными пластами при работе скважины пли посж ее остановки, приводящие к изменениям свойств продуктивных пластов.

Во втором разделе приведе! ¡ы техполэшческие расчеты для варианта. расположен!« иефгяного атаста ниже по разрезу при условии

Р.-.- * Р.-у. - РФ ~ Рг- -

Прй* ocioir-aai сшекши ргчолИлиусггя счачата вскрыть газовый _ .vscr (иливерхнюючага» пласте » стучав п;з~нефтяной залежи), отработать его в иаеале 1»н«фсолысих с пе.~ло определения его. продутс- ' ■ *■ и ши»к >2ç>aKTepiiciî[K Здхем послс*ло11ускн тр\6 ьскрйгь перфорацией че-t, ргз Ь5СГ нефтяной пласт, освоить оажяпзу вкугрксКЕвжкнным'газлифтом_ к грсзести исследования наусганоытшмгя режимах с целью определения продуктивных характеристик нефтяного и газового пластов, если посиед- ~ .чз ;й не исследовался после его пк:форащш. Далее рассчитывается огппт-.ма-ьный режим работы скважины, диаметр седла рабочего клапана и место его установки в одну кз маялреяги, лмезацнхея в компоновке HKJ.

Г^ж эксплуатации скважии ВСГ деггреол'л на газовый пласт прак-гтески всегда меньше, чем на нефтяной, поэтому при увеличении отбора 13 нес^яного пласта динамический уровень ь загруОиом пространстве по-•йокзгтог Это при беспакерном оборудована сквахзшы накладывает

ограничение по деситу скважины Максимально допустимые дебит определяется го условия рт >p¡r It-HÍ

P,m-j>hlr-a4-bql. (1)

где: рги (рзг) - забойное давление нефтяного (газового) пласта; Q(q)~ дебит нефтяного (газового) пласта; К - коэффициент продуктивности нефтяного пласта; в,i - коэффициенты фильтрационного сопротивления газового ата-стз.

В нормальных условиях скважина, эксплуатируемая ВСГ должна останавливаться и вводится в работе автономно, закрытием: и открытием выкидной (манифольяной) зздвгсккн. Для этого должно бьпь грамотно рассчитано оборудование в соответствии с условиями в данной скважине, само оборудование должно бьпь исправным и надежным, рабочий клапан и, если необходимо, ттушжке клапаны должны соответствовать расчепсым параметрам it находиться на нужной глубине.

Для рассматриваемого варианта ВСГ необходимость в использовании пусковых клапанов возникает рецжо. D диссертации показано, что надежный автономный запуск скважины от р-.тбочего гапифгного клапгка осуществляется при ого расположении ч №rrqsB?ac:

Ргя'Рггг сК . ES>LL&L% (:ч

PS fl¡

где: Их - рзсстоят re до рабочего ютлаш ог нефтяного плкта,

рс - давление в системе сбора

Расход газа при работе скважины буг-ет тем меньше, чем ниже установлен рабочий клапан. ГЬэтому его нужно устаняалзшзть на нижней границе интервала, на тлубмне положения стгшп ¡еского уровня жидкости.

Технологические расчеты для данного варианта ВСГ наиболее широко представлены в литературе. Порядок эпк расчетов, несколько модернизированный нами, следующий:

1. Определяют дебит скважины Дебит обычно ограничивается по той или иной причине. ЕЬлолняя ограничивакхшге условия для конкретной скважины, получают определи гное значение дебита

2 Определяют место установки рабочего кгвпана: кк = Ис, где Не -расстояние до статического уровня от нефтяного шеста.

3. Рассчитывают давление в трубах рт на уровне рабочего клапана. Пренебрегая потерями на трские в НКТ на учалке Ал получим: ,

Рт • Рм -рфк (3)

4. Диаметр НКТ определяют по таблице:

Дебит, м'/суг 20-50 40-100 «0-200 150-300 >350

Условный диаметр НКТ, ми " 43 " 60 73 «9 102;114

5. Раэсчзпывают газожидкостное отношение штока Г. Длина газо-жидкосшого подъемника известна Не— Ас Фс~ глубина скважины). ГЬ од-нон ш методик расчета газоаслдкостного подъемника определяют Г, которое обеспечивает подъем жидкости с дебитом <2 по трубам данного диаметра и длины при известных давлениях на башмаке (рг) и устье (рс )• Рекомендуется методика НАСажрсша-АВВоловодова- МАМохова

6. Находят необходмый дебит газового пласта:

9 = г- е- (4)

7. Рассчитывают давление в заггрубном пространстве, равное давлению нз забое газового пласта:

р„ - 4рвг - ад -Ьд1 . (5)

8. Определяют диаметр сэдла рабочего клапана, обеспечивающий расход газа д при перепаде давления рзг-рг по стандартным методикам компрессорного газлифта.

В диссертации технологические расчеты по выЗору оборудования к режима работы скважин при ВСГ иллюстрируют графячесисчи псклрое-ниями. Сами расмегы ведутся на ЭВМ, в программу закладываются свойства флюидов и их зависимость от термодинамических условий; характеристики гинста, скважины и оборудования; методики расчета двюкенмя жидкости, газа и пгю жидкостной смеси; начальные и граничные услов'.м процессов. И результатом расчетов на ЭВМ графики не являются. Результатом расчетов будут характеристики выбранного оборудования и параметры заданного или оптимального режимов. Тем не менее, графики часто помогают проиллюстрировал» не только конечные и прсмежугочкью результаты расчетов, но и саму метод ику расчетов.

В третьей разделе настоящей главы приведена методика технолот-■ ческих расчетов при расположении нефтяного пласта ниже по разрезу при условии рпн > рф+Рпг- В этом варианте, тзкже ках и во всех последующих, необходима установка пакера между кефгсяным и газовым пластами. Это снимает ограничение по дебиту (1), хотя-все другие ограничения могут иметь место. Вторичное вскрытие и освоение скважины производится пракпгчески также, как в предыдущем варианте. Рассмотреть: условия необходимости применения пусковых клапанов. Цзн данном в^ианге с увеличением отбора из скважины увеличивается необходимое газожгакостное отношение и глубина установки рабочего ювпана ГЪказано, чш откзз от применения пусковых ювпанов может приводить к ограничению дебита смшжшгы.

При неограниченном отборе из скважины принимается максимально допустимое газожидкосгаое отношение Расчеты по вьйору оборудования и режима работы скважины производятся итерационным методом. Задаются дебитом по жидкости <2'. Это дает возможность спредел5пъ дебит газового пласта (4), давление в затрубном просгршстве (5), а, взяа махет-г мальныи диаметр седла рабочая клапана, рассчитать дзаленз!е на выходе

ш клапана - давление в НКТ - рт . Знгя давление на устье, диаметр НКТ, дебит Q' и газожндкостное отношение Fg рассчтпьвают по одной из методик для газожшкостных подъемников на какой глубине в НКГ давление будет равно рт, т.е. определяют глубт иу установки рабочего клапана Затем, по формуж (3) находят забойное давление нефтяного пласта и по уравнению притока соответствующий дебит Q". Если / Q'- Q'Y больше заданной преяельдадопустимон погрешности расчетов, то ЭВМ осуществляет вторую итерашзо. приняв вместо Q' значение Q ", к тл., пока не достигает допустимой величшад погрешности. Т.е. определяют максимально возможный дебит in скважины, дебит тазового пласта, глубину установки и диаметр рабочего клапана

Если деби: стаялаиы ограничен (задай), то расчеты по выбору оборудования и ре-лама работы скважины производят также, как в предыдущем варианте.

Когда г.'гл'шш, ycTEHO'jKii рабочего кдапана оказывается больше определенной уедав; го г. с (2), то кеободою использовать пусковые клапаны шш ограничивать дебит. \ ¡столика расчета и расстановки пусковых юнпанов практически не отличается от таковой при компрекссорной эксплуатации Т.к. мы не можем акпшно влиять ка давление газа, которое определяется дебитом газового пласта, тс в качестве пусковых лучше использовать клапаны, управляемые давлением в ККТ.

ПЬложекне рабочего клапана известно, оно определяется дебитом схважинн извеспа и предельная побила установки верхнего пускового клапана/,/, определяемая усювиями (2):

А =Нс-Ргн~Рг~ . (6)

' с PS

Расчет мест установки пусковых клапанов осуществляется снизу вверх, пока глубина установки очередного пускового клапана не окажется выше уровня Л/.

В четвертом разделе второй главы излагаются технологические расчеты при расположении нефтяного пласта ниже по разрезу' при условиях

Рпн < Рпг ■ Цзи оборудовании оважины для эксплуатации ВСГ пласты разделяются как тикером, так и обратным клапаном у башмака НКТ. Для уменьшения расхода газа рабочий гаэлифтньй клапан располагается по возможности ниже, вблизи пакета, который устанавливается над кровлей нефтяного пласта. При этом варианте соотношений давлений необходимость в использовании пусковых клапанов отпадает, давления газового пласта обычно достаточно, чтобы осуществить автономный пуск скважины при открыл ей выкидной задвижки.

При освоении скважины целесообразнее сначала вскрыть газовый пласт, исслгловать и заглушить его. Зато« спустить НКТ с пакером и глухой пробкой в мавдреяи для рабочего клапана. Дзета посадки пахера, на . депрест^Ескрьпх перфорацией нефтяной пласт, спустить обратный кла- ~~ пан, замеиль глух/ю пробку газлифтяым клаляном, освоить' и и6Й1едова!ь"Т ... нефш юн пласт при его совместной работе с газовым пластом.

Дтя выбора оборудования и режима работы скважины при заданном дебите Q используется методика, изложенная во втором разделе. Цэи расчете рт н собходимо учаггывать перепад давления при движении продукции нефтяного пласта через обратный клапан Если продукцией является" газо-жидкостнгя смесь, то для определения перепада дааленул лучше использовать >равнеш:е Ф.ЕЭш форда, полученное им при сбргботке промысловых " • исслеяованшц проведенных со скважинными отсехателями.

В пятом раздел приведены технологические расчеты при расположении нефтяного ллгла" выше по ршрезу. В работе показано, что

геялзисимо от соотношения пластовых давлений нефтяного и газового гостов пласты нужно отделять пакером.

При вторичном вскрыши осваивается сначала верхний нефтяной ::-мст с использованием насосного или компрессорного способов :>:-.гл.т.тпндш1, провашпся его исследование. Затем нефтяной пласт глу-:шггс5т раствором на нефтяной основе,"допускаются НКТ, устанавливается п.г-. ср и прогаводзггся перфорация газового пласта через ЮСГ.

При расположении нефтяного пласта выше газового возмоя.м две эташуаташот скважины внутрисжважишшм газлифтом: с отбором продукции сквотзиы по колонне НО или с отбором по заггрубному пространству. Каккшв схем имеет свои преимущества и недостатки. При отборе жидкости через НКТ она не контактирует с эксплуатационной колонной. Поэтому е кольцевом зазоре мала вероятность отлэжений парафинов и солей, менее тяжелы последствия добычи коррозиокноактивной продукта!. Но более сложна техника и техноштия эксплуатации, мы ограничены по дебиту пропускной способностью НКТ, а три недостаточно высоком давлении в газовом пласте становится невозможным автономный пуск скважины после ее остановки.

При эксплуатации схважины по НКТ колонна забывается снизу. В колонне МЬ'ГГ устанавливается по меньшей мере два клапана: рабочий газ-лифтныГ. и клапан для ввода нефти. ГЬэтому в колонне существуют три зоны застойная зона нефти - от башмака НКТ до рабочего ггалифтного калана, зона барботажа газа - межпу клапанами и зона движения газо-жидкостиой смети - выше нефтяного клапана

Если пуск скважины осуществляется под давлением газового пласта и отсутствует лескопроявлоше в нефтяном пласте, то глубина установки рабочего ггалифтного клапана определяется условиями пуска, над ним находится пакер, в выше пакера нефтяной клапан. Если одно из условий не соблюдается, то пакер устанавливается вблизи подошвы нефтяного пласта,

лифтом или экспериментально на моделях Статистические данные о работе скважин внутрискважинньм газлифтом при различном взаиморасположении пластов и соотношении пластовых давлений довольно скудны, поэтому более целесообразным представляется иссждоваше внутрисквз-жинкого газлифта на промькшвых моделях.

На добывающей нефтяной скважине газовый пласт моделируется системой ввода газа Ввод газа осуществляется через регулятор д авления и ппуцер определенного диаметра Пластовое давление газового пласта задается регулятором давления, а его свойства моделируются штуцером. Чем меньше диаметр штуцера, тем хуже колпекгорские свойства моделируемого газового пласта.

Таким образом, проведя эксперименты на ряде скважин с различными характеристиками нефтяного пласта и задавая регулятором давлзшя различные пластовые давления газового пласта, а штуцером - его коллек-торские свойства, можно получить достаточный объем данных для решения оггас^поационных задач.

В связи с затруднениями в оснащении эксперимента необходимым оборудованием, а глазным образом из-за изменения условий проведения исследовательской работы на промыслах после перестройки, намеченный объем работ полностью осуществить не удалэсь.

Моделирование внугрискважикного газлифта быта осуществлено на двух скважинах месторождения Узень. На скважине 1157 эксперименты проводились в апреле-августе 1989 г. и работы были выполнены та 13 режимах На скважине 2 было исследовано 39 резкимов в евгусте-сентябре 1990 г. Нз первой скважине, помимо измерения режимных параметров, • проводились поинтервальные замеры давления вдоль наоосио-компрео-сорных труб. Обе скважины до проведения исследований эксплуатировались газлифтом, первая с дебитом жидкости 60 м3/сут при обводненности

50% и вторая, соответственно, 50 м'/суг и 80%. Коэффициенты продуктивности 34 и 18 м^суг.МПа).

В связи с недостаточным объемом экспериментальных данных поставленная задача не была решена Тем не менее были получены интересные результат; в частности установлено, что при некоторых условиях ухудшение колзккторских свойств газового пласта может гфиводить к увеличению дебьгга скважины при внутр; юкважинном газлифте. ■

ВЫЮДЫ И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Основной причиной недостаточно широкого применения ВСГ является непредсказуемость в работе асважин, что объясняется отсутствием надежных методик расчета оборудования, режима работы и пуска скважины три различных вариантах расположения. пластов и соотношении пластовых давлений.

2 Цэедтжена классификация всех возможных вариантов внутри-скважинного ггплифга, отличающпся взаимным расположением нефтяного и газового пластов и соотношением их швстовых давлений, а следовательно, оборудованием и технологией эксплуатации.

3. Обоснована область возможного применения беспакерной схемы оборудования скважины для ее эксплуатации внутрискважинньм газлифтам.

4. Рекомендована последовательность вторичного вскрытия продуктивных пластов при освоении скважин внутриосважинным газлифтом для различных вариантов взаиморасположения пластов и соотношения давлений.

5. Для всех возможных вариантов ВСГ разработаны методики расчета для выбора оборудования, установления режима работы скважины и пуска ее после .остановки, основанные на современных методах расчета классического газлифта.

6. Разработана методика оцоски возможности и надежности эксплуатации конкретной скважины вкугрисквзжинкым газлифтом.

7. Сформулирована задача оптимизации режима эксплуатации скважины внутрискважинным газлифтом в зависимости от продуктивных характеристик нефтяного и газового пластов- Цэедлэжен метод ее решения на модели, разработаны принципы моделирования внутркгазлифтной скважины.

8. В результате промьюлэвых исивдований на моделях внугри-сжважинного газлифта установлено, что уменьшение продуктивности газового пласта может приводить к увеличению производительности скважины по жидкости при внутрискважинном газлифте.

Основные положения диссертации опубликованы в следуктаих работах:

1. Халиков Г.А, К^хамацуотина С.Ш, Джиембаева КИ Использование энергии газовых шапок в добыче нефти. Депонирована в ВИНИТИ, М® 4^174, Ы.; 1986, с. 182

2 Халиков Г. А, Джумагалиев А, Джиембаева К И Беасомпрес-сорный газлифт на нефтегазовой залежи. Депонирована в ВИНИЩ № 11/181, М.; 19&5.С.179.

3. Сахаров В А, Бондеранко ЕЕ, Абишев С.К, Джиембаева К И Моделирование работы скважины; экшлуапфукжцейся внутршасважинным газлифтом. НГЖ "Нефгепрсмькловое дело" - М: ВНИГОЭНГ, 1997, № 2, с. 8-9.

4. Сахфов ВА, Джиембаева КИ Эксплуатация осважин внутрискважинным газлифтом при расположении газового пласта ниже нефгят наго. НГЖ "Нефтепромысловое дело" - М: ВНИИОЭНГ, 1997, № 10-11, с. 2-8. ;

Соискатель К И Джиембаева