WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Из совместного решения формул (1) - (4) получаем соотношение tГ LКЛ g rж QЖ + QГ = -1 j0, (5) tЖ Рраб - Рбуф QГР + QГ которое позволяет рассчитать требуемые параметры импульсного газлифта для заданной характеристики скважины по расходу жидкости и давлениям в точке ввода газа в колонну НКТ и на буфере.

В этой же главе рассматриваются устройства для повышения эффективности работы нефтяных скважин.

1. Диспергатор для выноса водных скоплений из скважин Устройство может быть использовано на добывающих скважинах. Известно, что в начальный период разработки месторождений высокие дебиты скважин обеспечивают вынос жидкой фазы в капельнодиспергированном виде. При дальнейшей эксплуатации месторождения изза падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин становится причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавливания, которое приводит к резкому снижению дебита скважин.

С целью устранения этого явления необходимо использовать различные механизмы и устройства, которые обеспечат вынос водных скоплений из скважин.

На рисунке 6 приведен общий вид диспергатора в разрезе.

1 - корпус;

2,5 – усеченные конусы;

3 - цилиндрическая вставка;

4 - каналы;

6 - слой жидкости Рисунок 6 - Диспергатор Согласно закону Бернулли, скорость в цилиндрической вставке 3 выше, а давление в ней Р2 ниже, чем давление Р1 перед диспергатором в его конусной части 5. В результате DP = P1 - P2 жидкость 6 из кольцевого слоя по каналам 4 вовлекается в цилиндрическую вставку 3 и впрыскивается в поток, и далее при выходе из конусной части 2 корпуса 1 диспергатора движется в виде смеси в основном потоке.

2. Трубопровод для морских месторождений При разработке морских нефтяных месторождений с использованием стационарных плаформ профиль подводных трубопроводов является U-образным и состоит из двух вертикальных (нисходящего и восходящего) участков и соединяющего их горизонтального участка, который проложен по дну моря.

Вследствие путевого падения давления количество свободного газа в трубопроводе повышается, и поток становится сильнодиспергированным, что снижает эффективность сепарации.

Для повышения эффективности сепарации необходимо на входе в сепаратор создать условия для расположения многофазного потока. Таким образом, возникла проблема повышения эффективности сепарации нефти от газа на морских месторождениях.

На рисунке 7 приведен трубопровод для морских месторождений.

Рисунок 7 - Трубопровод для морских месторождений Газожидкостная смесь с морской стационарной платформы через нисходящий, горизонтальный и восходящий участки трубопровода направляется в сепаратор. При этом смесь проходит через винтовые части восходящего участка трубопровода 1.

В винтовом канале происходит закручивание потока, при этом:

- пузырьки газа всплывают по вертикали в объеме газожидкостной смести между витками шнека 2;

- под действием центробежных и кориолисовых сил газовая фаза собирается у оси шнека 2, а жидкая фаза – у стенок трубопровода 1;

- газовая фаза поступает в стояк 4 и далее по газовой обвязке 5 – в газовую зону сепаратора;

- жидкая фаза с остаточным газосодержанием по выходному патрубку 3 также поступает в сепаратор.

Таким образом осуществляется раздельный ввод газовой и жидкости фаз в сепарационную ёмкость, что устраняет пульсацию потока, вспенивание нефти и повышает эффективность сепарации.

В третьей главе рассматривается состояние фонтанного фонда скважин месторождения «Белый Тигр».

Приводится анализ режима эксплуатации скважин, которые характеризуются нижней границей фонтанирования и нуждаются в допольнительном источнике энергии, и даны рекомендации о переводе этих скважин на компрессорный газлифт. Перевод скважин на компрессорный газлифт связан с тем, что необходимо повысить степень выработки запасов нефти, после прекращения фонтанирования скважин.

В СП «Вьетсовпетро» ведутся исследования с целью определения темпов обводнения скважин центрального блока фундамента, простаивающих по этой причине. Для скважин, прекративших фонтанирование, определялась дополнительная добыча нефти и воды только при газлифтной эксплуатации до предельной обводненности 90 %. Для фонтанирующих скважин дополнительные добычи нефти и воды определялись на период фонтанной эксплуатации до обводненности 70 % и на период газлифтной эксплуатации с обводненностью 70…90 %.

0,0,0,0,0,0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,коэффициент извлечения жидкости, д.е.

429 1117 456 2001 802 431 413 8 9005 479 436 411 415 419 423 438 439 РядРисунок 8 - Характеристики вытеснения в координатах hн = f (hж ) коэффициент извлечения нефти, д.е.

На рисунке 8 представлены характеристики вытеснения в координатах «коэффициенты извлечения нефти и жидкости» в водный период эксплуатации. Кривые характеристики вытеснения описываются показательной функцией вида y=axm.

Далее в главе приводятся составы и свойства нефти, газа и воды, рассмотрены их отбор и методика исследования.

Во всех отобранных продуктивных объектах пробуренных скважин производился отбор сепарированных проб нефти на устье скважин или сепаратора со стабилизацией в условиях окружающей среды.

Исследования пластовых нефтей и газов проведены на установках АСМ-300М, а составы газа и сепарированной нефти определены на хроматографе ХРОМ-5. Пластовые нефти месторождения «Дракон» характеризуются очень широким диапазоном изменения свойств. В целом пластовые нефти, полученные из отложений нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента, относятся к категории средних нефтей.

Средние значения параметров пластового газа при начальных условиях следующие:

- поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта – 1,007;

- поправка на температуру для приведения объема газа к температуре 20 °С – 0,765;

- давление начала конденсации в пласте - 31,67 МПа;

- плотность стабильного конденсата - 0,759 г/смПопутный газ месторождения «Дракон» относится к следующим:

- низкоазотный ( N2 < 5 % моль), исключение составляет газ, выделенный из нефти верхнего олигоцена, где концентрация азота 6,9 % моль;

-бессернистый (Н28 < 0,01 % моль);

-низкоуглекислый (СОг < 2,00 % моль);

-низкогелионосный (Не < 0,1 % моль).

Кроме того, в составе содержится от 13,3 до 49,2 % гомологов метана. Здесь же необходимо отменить коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения «Белый Тигр». Для обеспечения текущих и перспективных уровней добычи нефти первостепенное значение имеет поддержание фонда скважин в рабочем состоянии и систематическое повышение эффективности его использования. Коэффициенты эксплуатации и использования являются критериями, позволяющими оценить состояние добывающего фонда.

Так, в работе приводятся значения коэффициентов использования фонда по объектам разработки в целом по месторождению «Белый Тигр».

За 12 месяцев 2006 года коэффициент эксплуатации добывающего фонда составил 0,97, а коэффициент использования добывающего фонда скважин – 0,88. Это связано с остановкой некоторых скважин фундамента из-за обводнения и технологических остановок ЦКП.

Необходимо отметить, что коэффициенты хронологически изменялись в 2006-2007 гг. в пределах 0,78…0,95 и 0,90…0,99 соответственно.

Коэффициент эксплуатации фонтанного фонда скважин в 2007 году имел значение 0,98. Уменьшение коэффициента эксплуатации объясняется теми обстоятельствами, что некоторые скважины фундамента прекратили фонтанировать или находятся в консервации, а также не дали ожидаемого эффекта при проведении капитального ремонта скважин (КРС). На значение коэффициента эксплуатации добывающего фонда скважин, в основном, влияют проводимые на промысле организационно-технические мероприятия, требующие остановки скважин, гидродинамические и геофизические исследования скважин, а также их капитальный ремонт.

Четвертая глава посвящена совершенствованию состояния фонда добывающих скважин юго-восточного участка месторождения «Дракон».

Юго-восточный участок месторождения «Дракон» эксплуатируется более 10 лет. По состоянию на 01.01.2007 г. на участке 7 фонтанирующих скважин. В процессе эксплуатации дебит скважин снижался, и некоторые скважины прекратили фонтанировать из-за уменьшения пластового давления и увеличения обводненности.

Рассмотрим скважину 314/RP-3, которая введена в эксплуатацию в июне 2006 года с начальным дебитом 297 т/сут при обводненности 0,8 %.

В течение шести месяцев скважина работает стабильно и в настоящее время дает 290 т/сут безводной продукции при устьевом давлении 5 атм. По данным гидродинамических испытаний, проведенных в сентябре 2006 г., забойное давление составило 151,48 атм на глубине 2310 м. Результаты расчетов срока фонтанирования представлены на рисунке 9. При неизменном пластовом давлении скважина будет фонтанировать при обводненности продукции до 25 %.

Рисунок 9 - Характеристика работы пласта (скважина 314/RP-3) Также характеристики работы пласта приведены по другим скважинам.

В этой же главе приведены коэффициенты эксплуатации и использования фонда скважин месторождения «Дракон».

В 2006 году коэффициент эксплуатации скважин центрального свода RP-1 составил 0,91, а скважин юго-восточного участка - 0,88. В целом по месторождению «Дракон» – 0,89.

Коэффициент использования имеет низкое значение, что объясняется большим числом бездействующих скважин, прекративших фонтанировать и требующих перевода на механизированную работу.

Здесь же приведены исследования по подбору химреагентов для повышения эффективности газлифта. Приведены результаты исследований комплексных химреагентов, предназначенных для повышения эффективности работы газлифтных скважин.

В соответствии с результатами исследований рекомендуются к опытнопромышленным испытаниям следующие комплексные химреагенты:

1. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО VX-7484 (500 г/т);

2. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО REPA 61V (500 г/т);

3. деэмульгатор DMC D-6 (200 г/т) + ингибитор АСПО PAO 3056 (500 г/т).

В основе метода улучшения работы подъемника газлифтных скважин лежит способность поверхностно-активных веществ (ПАВ) стабилизировать грубодисперсные газовые эмульсии (ГДГЭ). При газлифтной добыче появление стабильных, не стремящихся к слиянию газовых пузырьков в потоке жидкости, движущейся по НКТ, ведет к уменьшению плотности продукции, за счет чего снижается забойное давление и увеличивается дебит скважины.

Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток смесью деэмульгатора и ингибитора асфальтосмоло-парафиновых отложений. Деэмульгатор препятствует слиянию пузырьков газа, что снижает эффект проскальзывания пузырьков газа относительно жидкости и повышает эффективность лифтирования. Ингибитор АСПО уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ.

Эффективность исследуемых реагентов оценивалась относительно комплексного химреагента, состоящего из деэмульгатора DMC D-6 и депрессатора-ингибитора АСПО VX 7484.

Комплексный химреагент должен обладать, с одной стороны, хорошими пенообразующими свойствами, а с другой стороны, образующаяся пенная структура должна быстро разрушаться в состоянии покоя, чтобы не осложнять процессы сепарации нефти и газа на промысле. Исследования проводились на смеси нефти из скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом.

Для исследований влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефти использовалась проба, включающая нефти МСП-5 и МСПо 7. Исследования проводились при температурах 30, 28, 26, 24, 22 С и при максимальной скорости сдвига 50 с-1. Результаты представлены на рисунках 10 и 11.

Без реагента DMO 86318 200 ppm + VX 7484 500 ppm MA-195 200 ppm + AP 783 500 ppm CTP-6 200 ppm + VX 7484 500 ppm MA-195 200 ppm + AP-104 500 ppm C-6307 200 ppm + VX 7484 500 ppm DMC D-6 200 ppm + VX 7484 500 ppm 20 22 24 26 28 30 Температура, С Рисунок 10 - Динамическое напряжение сдвига смеси нефтей МСП-5+МСП-7, обработанной исследуемыми комплексными химреагентами Динамическое напряжение сдвига, Па Без реагента DMO 86318 200 ppm + VX 7484 500 ppm MA-195 200 ppm + AP 783 500 ppm CTP-6 200 ppm + VX 7484 500 ppm MA-195 200 ppm + AP-104 500 ppm C-6307 200 ppm + VX 7484 500 ppm DMC D-6 200 ppm + VX 7484 500 ppm 20 22 24 26 28 30 Температура, С Рисунок 11 - Пластическая вязкость смеси нефтей МСП-5+МСП-7, обработанной исследуемыми комплексными химреагентами По степени улучшения реологических характеристик (снижению динамического напряжения сдвига и пластической вязкости) наиболее эффективен комплекс DMO-86318 + VX-7484.

По результатам испытаний отобраны комплексные химреагенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств. Кроме этого, испытания показали способность комплексных химрегентов МА195+АР104 и DMO 86318+VX-7484 ингибировать образование отложений АСПО.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На основе анализа установлено, что при принятой системе разработки центрального блока фундамента месторождения «Белый Тигр» с поддержанием пластового давления закачиваемой воды фонтанные скважины прекратят фонтанирование по мере роста обводненности продукВязкость пластическая, мПа*с ции, для этого необходимо предусмотреть перевод скважин на компрессорный газлифтный способ эксплуатации.

2. Разработаны мероприятия, повышающие эффективность газлифта:

предложены технология импульсного газлифта, при которой снижается удельный расхода газа; применение специальных устройств для создания благоприятных газожидкостный структур.

3. На основе исследования показателей работы добывающего фонда скважин рекомендуется принимать значения коэффициентов эксплуатации и использования фонда скважин соответственно 0,92 и 0,75.

4. Подобраны комплексные химрегенты, показавшие наибольший эффект в отношении пенообразования и улучшения реологических свойств. К промышленному применению на газлифтных скважинах рекомендуются следующие комплексные химреагенты:

- деэмульгатор МА 195 + ингибитор АСПО АР 783;

- деэмульгатор DMО86318 + ингибитор АСПО VX-7484;

- деэмульгатор Dissolvan 5640 + ингибитор АСПО VX-7484.

5. При проведении промышленных испытаний установлено, что должны быть оптимальные дозировки деэмульгатора – 200 г/т, ингибитора АСПО – 500 г/т в расчете на добываемую нефть.

6. Гидродинамические исследования фонда добывающих скважин позволяют установить, при какой обводненности будут фонтанировать скважины при сохранении пластового давления.

7. Разработано техническое средство, направленное на эффективную работу газовых скважин с наличием водных скоплений на забое. Это устройство для выноса водных скоплений защищено патентом Российской Федерации.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

Pages:     | 1 || 3 |






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