WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     || 2 | 3 |
УДК 622.276

На правах рукописи

Хо Нам Чунг ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008 2

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич - кандидат технических наук Эпштейн Аркадий Рувимович Ведущее предприятие - ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 13 марта 2008 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов».

Автореферат разослан 13 февраля 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время СП « Вьетсовпетро» эксплуатирует три месторождения: «Белый Тигр», «Дракон», «Белый Медведь». Наиболее крупным из них является месторождение «Белый Тигр».

К настоящему времени построено и эксплуатируется более 10 морских стационарных платформ (МСП), каждая из которых рассчитана на 16 скважин, и 8 блок-кондукторов (БК), каждый на 9 скважин. Кроме того, построены центральная технологическая платформа (ЦТП), центральная компрессорная платформа (ЦКП), малая компрессорная станция (МКС), платформа поддержания пластового давления (ППД) и 4 установки беспричального налива нефти (УБН).

Все эти объекты связаны между собой системой трубопроводов протяженностью сотни километров, в том числе более 150 км трубопроводов системы нефтегазосбора.

Системы сбора, спроектированные для нефтяного месторождения, нуждаются во внесении изменений при достижении высокой обводненности добываемой продукции скважин, т.е. появляется необходимость в совершенствовании не только систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, но и глубинно-насосного оборудования. Реконструкция должна обеспечить надежную работу промысловых трубопроводов, а также установок подготовки нефти, в том числе установок предварительного сброса воды. Применительно к месторождению «Белый Тигр» необходимо организовать предварительный сброс воды на стационарных платформах и блоккондукторах. При этом качество сбрасываемой воды должно удовлетворять требованиям системы поддержания пластового давления.

Системы сбора продукции нефтяных скважин, построенные для месторождений с осложненными реологическими свойствами добываемой продукции, например на морских месторождениях шельфа Вьетнама, нуждаются во внесении существенных изменений при достижении высокой обводненности добываемой нефти. Срок эксплуатации систем нефтегазосбора месторождений СП «Вьетсовпетро» составляет более 20 лет. Однако рост обводненности продукции нефтяных скважин, повышение вязкости добываемых эмульсий высокопарафинистой нефти требуют совершенствования глубинно-насосного оборудования.

Реконструкция должна обеспечить надежную работу эксплуатационного фонда скважин, в частности насосного оборудования.

Поэтому исследования, направленные на разработку научных принципов реконструкции скважин, добывающих обводненную продукцию с осложненными реологическими свойствами, являются актуальными для нефтяной промышленности Вьетнама.

Цель работы - повышение эффективности эксплуатации фонда скважин на основе анализа существующего обустройства морских месторождений Вьетнама.

Основные задачи исследований 1. Изучение состояния фонтанного фонда скважин нефтяных месторождений Вьетнама и выявление проблем, которые необходимо решить для эффективной эксплуатации добывающих скважин с высокой обводненностью.

2. Исследование работы газлифтных скважин и разработка мероприятий по повышению эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин.

3. Оценка влияния химреагентов для повышения эффективности газлифта и реологических свойств продукции нефтяных скважин.

4. Разработка методов и средств, направленных на эффективную работу эксплуатационного фонда скважин.

Научная новизна 1. Исследовано влияние расхода газа, периода импульса подачи газа и коэффициента продуктивности пласта на эффективность работы импульсного газлифта.

2. Опытно-промышленными испытаниями на газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» рекомендованы комплексные химреагенты и определены дозировки деэмульгатора – 200 г/т, ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) – 500 г/т в расчете на добываемую нефть.

3. На уровне изобретения разработано устройство для выноса водных скоплений с забоя скважин при эксплуатации газлифтных скважин.

Положения, выносимые на защиту 1. Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации газлифтных скважин.

2. Методы воздействия на свойства продукции нефтяных скважин химреагентами, повышающими эффективность газлифта.

3. Способ выноса водных скоплений с забоя газлифтных скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований Полученные результаты исследования комплексных химреагентов, которые успешно применяются на месторождениях Вьетнама, предназначены для повышения эффективности работы газлифтных скважин, позволяют увеличить дебит.

Апробация работы Результаты исследований докладывались и обсуждались на научнопрактической конференции «Роль науки в развитии топливноэнергетического комплекса» в рамках VII Российского энергетического форума (24 октября 2007 г., г. Уфа); заседаниях Ученого Совета, методсоветах и семинарах в Институте проблем транспорта энергоресурсов.

Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в научных работах, получен 1 патент на полезную модель.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 124 наименования. Работа изложена на страницах машинописного текста, содержит 35 рисунков и 35 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе приводится краткая геолого-физическая характеристика продуктивных комплексов нефтяных месторождений «Дракон» и «Белый Тигр».

В главе дается подробная характеристика месторождения «Дракон», на котором ведется бурение глубоких скважин с помощью буровых установок «Эхаби», а также с морских стационарных платформ.

На месторождении пробурено 38 скважин, из которых 17 - поисковоразведочные и 21 - эксплуатационная. Основные комплексы соединены между собой системой нефтегазопроводов и с системой сбора и транспорта месторождений «Белый Тигр», а также с установкой беспричального налива нефти.

Район относится к сейсмически активной зоне, сила подземных толчков может достигать 6 баллов по шкале Рихтера, что предполагает строительство промысловых сооружений в антисейсмическом исполнении.

По величине запасов и промышленной значительности среди продуктивных комплексов первое место занимает залежь кристаллического фундамента, на втором месте – залежи нефти нижнемиоценового комплекса.

На рисунке 1 педставлена схема расположения месторождений «Белый Тигр», «Дракон» и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама. В геологическом строении месторождения можно отметить следующее, что стратиграфия месторождения изучена на основе фактических материалов глубокого бурения. Описание стратиграфии приводится в последовательности снизу вверх на рисунке 2.

Рисунок 1 – Расположение месторождений «Белый Тигр», «Дракон» и «Дай Хунг» шельфа южного Вьетнама Рисунок 2 - Сводный геолого-стратиграфический разрез месторождения «Дракон» Докайзойский фундамент представлен кристаллическими магматическими и метаморфическими породами, измененными тектоническими и гидротермальными процессами.

Осадочный чехол представлен породами палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

В этой же главе приводится схема месторождения, которая характеруется сложным тектоническим строением, вызванным дизъюнктивными нарушениями, которые делят исследуемый район на множество блоков, создающих сложную картину тектоники площади.

В формировании структур выделяются три структурные этажа – это фундамент, промежуточный (олигоценовый) комплекс и платформенный (миоценово-четвертичный) этаж.

Так, например, в результате бурения и испытания скважин на месторождении «Дракон» в осадочных отложениях миоцена–олигоцена и в кранитоидах докайнозойского фундамента открыты 37 залежей нефти и 2 залежи газоконденсата.

В итоге по результатам испытания и материалам ГИС выделены нефтяные и газоконденсатные залежи с характеристикой размещенных на них скважин.

Вторая глава посвящена исследованию работы газлифтных скважин и мероприятиям по повышению эффективности их эксплуатации.

На месторождении «Белый Тигр» применяется компрессорный газлифт. По состоянию на 01.01.2007 г. добывающий фонд составляет скважину, из которых 97 скважин эксплуатируются газлифтом, т.е. 57 % от добывающего фонда.

За 2006 г. газлифтом добыто 868,9 тыс. тонн нефти, что составляет 10 % от всей добычи на месторождении «Белый Тигр». Накопленная добыча нефти компрессорным газлифтом за время с начала его применения на месторождении составила 6,246 млн тонн. Прирост добычи нефти за счет применения газлифтного способа за весь период эксплуатации равен 3,911 млн тонн.

В СП «Вьетсовпетро» проводится планомерное оснащение газлифтным внутрискважинным оборудованием скважин месторождения «Белый Тигр». Одним из основных показателей эффективной эксплуатации скважин является глубина ввода компримированного газа, значение которой определяется эхолотированием. С помощью эхолота отбивается уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, и за точку ввода компримированного газа принимается клапан, ближайший к уровню и находящийся выше его.

Рассмотрим анализ работы газлифтных скважин на примере скважины 917, расположенной на МСП-9. В расчете в качестве входных переменных используются следующие показатели: свойства нефти, воды и газа, температура, инклинометрия ствола скважины, компоновка эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, типоразмер мандрелей и газлифтных клапанов.

На рисунке 3 представлен график режима работы скважины 917, из которого видно, что первый и второй пусковой клапаны находятся в неустойчивом положении, давление же в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на уровне третьего клапана составляет 98 атм. Перепада давления на этом клапане не достаточно для снижения уровня жидкости ниже четвертого клапана.

Рекомендуется заменить третий пусковой клапан, что позволит уменьшить величину затрубного давления.

Давление, атм 0 50 10 Глубина, давление открытия/ м забойное давление (ГДИ) давление в НКТ (модель) закрытия клапанов затрубное давление статический градиент расположение мандрелей Рисунок 3 – Режим работы скважины На рисунке 4 представлено совместное решение задачи «пласт – подъемник» скважины 917.

Давление, атм 0 200 400 600 Дебит жидкости, м3/сут «пласт» «подъемник» фактический замер жидкости Рисунок 4 - Совместное решение задачи «пласт-подъемник» скважины Из графика рисунка 4 видно, что коэффициенты продуктивности линейные. Это значит, что повышение расхода компримированного газа ведет к пропорциональному изменению дебита.

На рисунке 5 представлена регулировочная кривая скважины при расходе компримированного газа в диапазоне 0…300 тыс. м3/сут. Оптимальное значение расхода компримированного газа составляет около 40 тыс. м3/сут; максимальное (по дебиту жидкости) – около 150…200 тыс. м3/сут.

Дебит жидкости, м3/сут 0 50 100 150 200 250 Расход компримированного газа, тыс. м3/сут - модель (нефть) - фактический замер дебита нефти - фактический замер - модель (жидкость) дебита жидкости Рисунок 5 - Регулировочная кривая скважины На основе анализа режима работы скважины 917 были рекомендованы следующие мероприятия:

- замена третьего пускового клапана;

- увеличение расхода компримированного газа с 32 до 40 тыс. м3/сут.

В результате - повышение дебита нефти скважины 917 на 6,2 тонн/сут при сокращении удельного расхода компримированного газа.

В этой же главе приводятся методы повышения эффективности газлифта, которые можно условно разделить на два направления:

- увеличение глубины погружения подъемника;

- снижение относительной скорости газа.

Первое направление связано с увеличением глубины ввода компримированного газа под динамический уровень, что при сохранении уровня отбора жидкости позволяет снизить общий и удельный расход газа.

Второе направление связано со снижением относительной скорости газа. Относительная скорость газа зависит, в основном, от структуры газожидкостного потока, которая, в свою очередь, определяется степенью дисперсности одной из фаз.

На скважинах СП «Вьетсовпетро» нашла применение технология импульсного газлифта. Особенность технологии импульсного газлифта заключается в создании в колонне НКТ регулярного газожидкостного потока пробковой структуры. Импульсный газлифт используется для эксплуатации малодебитных скважин.

Для этого случая уравнение гидростатики запишется в следующем виде:

Рраб – Рбуф = n·lж·g·ж, (1) где n – число жидкостных пробок по длине колонны НКТ, LКЛ n = ; (2) lЖ + lГ lЖ - длина жидкостной пробки, QЖ + QГ l:Ж = t ; (3) fТ Ж lГ – длина газовой пробки, QГР + QГ lГ = tГ ; (4) fТ jtЖ, tГ – время образования жидкостной и газовой пробок;

QЖ, QГ – расходы пластовой жидкости и пластового газа при среднем давлении и средней температуре в газлифтном подъемнике;

QГР – расход компримированного (рабочего) газа во время его подачи в колонну НКТ при среднем давлении и средней температуре;

0 – доля сечения трубы, занятая газовой пробкой, которая зависит от вязкости жидкости и изменяется в пределах 0,90…0,95 (верхний предел относится к движению безводной нефти);

fТ – площадь сечения НКТ.

Pages:     || 2 | 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»