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);
VJ - 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)); fJ - 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.