В статье проанализированы необходимые условия для выноса жидкости с забоя газлифтных скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Описаны технологические режимы работы скважин добывающего фонда.
Ключевые слова: газлифт, электроцентробежный насос, забойное давление
На 01.01.2008г. по Уренгойскому месторождению по разрабатываемым участкам эксплуатационный фонд составил 187 скважин. Из них действующий фонд — 134 скважины, бездействующий — 53.
В настоящее время разработка нефтяных оторочек проводится на режимах истощения пластовой энергии, растворенного газа в пласте БУ112 и газовой шапки для остальных пластов.
В связи с этим технологическим критерием оптимизации режима работы анализируемого фонда скважин является величина минимального допустимого забойного давления (Рmin.заб.). В чисто газовых скважинах (исправить «нефтедобывающие скважины с высоким газовым фактором») при устьевом давлении 2.0 МПа минимальное забойное давление составляет 5.0 МПа, при 4.0 МПа — 6.0–7.0 МПа.
Из практики эксплуатации нефтяных скважин с низкими дебитами жидкости, пластовыми, забойными давлениями, высокими газовыми факторами основным способом их эксплуатации является естественное фонтанирование и газлифт.
Основной задачей газлифтной эксплуатации является замена структуры потока с «чёточной» на «стержневую», близкую к «капельной» (жидкость в газе) и снижение давления на забое (рисунки 1, 2). Средняя скорость газонефтяного потока в лифтах скважин, работающих газлифтом составляет 1.2 м/с. Эта скорость газонефтяного потока не достаточна, чтобы выносить полностью жидкость и забойное давление держится на уровне 6.5–7.0 МПа. При оптимальном режиме работы газлифтных скважин забойное давление должно составлять 5.0–6.0 МПа. Снижение забойного давления связано с увеличением глубины установки рабочего клапана (отверстия) для ввода газа в лифт. В свою очередь, проблематичность глубокого ввода газа в газлифтных скважинах связано с низкими давлениями нагнетаемого газа на устье скважин и низким пластовым давлением при больших глубинах скважин, отказами пусковых клапанов.
Рис. 1. Зависимость забойного давления в газлифтных скважинах от дебита газа
Рис. 2. Зависимость забойного давления в газлифтных скважинах от скорости газа в башмаке лифта
По пласту БУ11 (на который пробурен основной газлифтный фонд) с забойным давлением более 6.0 МПа работает 72 % газлифтных скважин. Причем скважины работают при низких давлениях на устьях и, следовательно, снижение забойного давления можно достичь только увеличением объемов подачи газа извне в лифт, уточнением глубины установки пусковых и рабочих клапанов, системным удалением с забоя скважины воды.
По отдельным скважинам при высоком удельном расходе газа обеспечиваются высокие забойные давления (рисунок 1). Это свидетельствует о вводе газа в лифт через верхние пусковые клапаны или отверстия муфт и накоплении жидкости на забое скважин, что подтверждается статическим обобщением режимов работы газлифтных скважин.
Необходимо максимально увеличить глубину ввода газа в лифт, то есть повысить коэффициент полезного действия газлифтного подъемника.
Таким образом, теоретическими расчетами, изучением средних и абсолютных значений фактических режимов скважин сделан вывод, что устойчивый (с выносом воды и забойным давлением на уровне 5.0 МПа) режим газлифтных скважин будет обеспечиваться, если замеренный суммарный дебит газа из скважины соответствует 45.0–50.0 тыс. нм3/сут. При этом по фактическим данным удельные расходы компримированного газа, подаваемого из вне в скважину, будут на уровне 4.0–4.5 тыс. нм3/т (при дебите жидкости на уровне 10 т/сут). Давление закачки газа 3.8–4.0 МПа. Указанные параметры работы газлифта необходимо уточнить промысловыми исследованиями.
На 01.01.2007 года шесть скважин месторождения оборудовано установками электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Установки спущены в скважины практически на максимально допустимую глубину (более 2000 м). Скважины введены из бездействия, т. е. зона питания их не раздренирована. Еще нет интенсивного прорыва газа. Из-за неполноты информации по глубинным замерам динамических уровней в затрубном пространстве скважин, оборудованных УЭЦН, забойное давление по ним рассчитаны с большой долей условности. Несмотря на это расчетные значения забойного давления не значительно ниже пластового давления, то есть практически отсутствует необходимая рабочая депрессия. Дебиты скважин низкие, и как правило, не соответствуют производительности насоса. Имеются все предпосылки засорения ступеней насоса мехпримесями. Перевод скважин на газлифтный способ эксплуатации позволит повысить коэффициент эксплуатации этих скважин. Для окончательного принятия решения по режимам эксплуатации скважин необходимо проведение их исследований.
На рисунке 3 приведены зависимости минимального забойного давления в скважинах, оборудованных УЭЦН с газосепаратором.
По условиям эксплуатации отечественных УЭЦН (ОАО «Алнас», ООО «Борец») допустимое давление на глубине их спуска не должно превышать 25.0 МПа. Следовательно, при текущем пластовом давлении насосные установки возможно спускать практически на забой. При глушении скважин перед их ремонтом жидкость не должна создавать давление на установку выше 25.0 МПа. Рекомендуется ниже насосного агрегата устанавливать клапан, предотвращающий инфильтрацию жидкости глушения в пласт. В соответствии с рисунком 3 для обеспечения на забое 5.0 МПа глубина спуска насосного агрегата должна быть на уровне 2500–2600 м. Суммарный газовый фактор не должен превышать 50 нм3/м3, то есть на забое скважин 0.9–1.0 м3/м3.
В скважинах с УЭЦН с относительно низкими объемами добываемого газа забойное давление достигает 9.0–16.0 МПа.
Таким образом, в создавшейся ситуации можно УЭЦНами эксплуатировать скважины с газовым фактором до 50 нм3/м3. Однако в основной массе по скважинам месторождения газовые факторы выше указанных величин (400–900 нм3/т). При этих значениях газового фактора в насосных скважинах забойное давление должно превышать 20.0 МПа, что выше текущего пластового давления. Другими словами, перевод газлифтных скважин в создавшейся ситуации на месторождении на насосную эксплуатацию приведет к радикальному снижению их дебитов или полному прекращению их эксплуатации.
При текущих низких пластовых и забойных давлениях в скважинах нефтяных оторочек Уренгойского месторождения и высоком газовом факторе использование УЭЦН для добычи нефти технически невозможно. Насосы могут устойчиво работать при низких дебитах газа, высоких пластовых давлениях и дебитах жидкости более 20 м3/сут (рис. 3).
Рис. 3. Зависимость минимального забойного давления в скважинах, оборудованных УЭЦН с газосепараторами, от глубины спуска насоса и газового фактора
Литература:
- Гиматудинов, Ш. К. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник / Ш. К. Гиматудинов. — М.: Недра, 1988. — 304 с.
- Мищенко, И. Т. Расчеты при добыче нефти и газа [Текст] / И. Т. Мищенко — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008. — 296 с.
- Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти [Текст] / И. Т. Мищенко — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2007. — 826 с.
- Щуров, В. И. Технология и техника добычи нефти [Текст] / В. И. Щуров — М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. — 510 с.
- Юрчук, А. М. Расчеты при добыче нефти [Текст] / А. М. Юрчук — М.: Недра, 1974. – 320 с.
