Опытно-промысловые испытания плунжерного лифта на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

В.В. Ульянов, к.ф.-м.н., А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев, А.Ю. Грызунов, А.М. Дунаев

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

На Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения основным способом эксплуатации добывающих скважин является газлифт. Данный участок представлен трещиноватым коллектором, характеризующимся низкой проницаемостью матрицы. Газлифтный способ эксплуатации скважин обусловлен высоким газовым фактором. Часть скважин газлифтного фонда работает неэффективно вследствие возникновения снарядного режима течения жидкости в НКТ из-за прорывов газлифтного газа. Мировой опыт показывает, что для оптимизации эксплуатации таких скважин успешно применяется плунжерный лифт. 

Кроме того, при эксплуатации скважин с использованием плунжерного лифта решается задача предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на стенках лифтовой колонны. Основным способом борьбы с АСПО является фрезерование с помощью скребков, спускаемых на проволоке. По значительной доле фонда скважин межочистной период составляет от 1 до 7 сут. В межсезонье некоторые участки месторождения недоступны для транспорта. В этот период особенно актуально применение автономной технологии для борьбы с АСПО. 

Технология использования плунжерного лифта основана на свободном движении поршня, являющегося механическим разделителем добываемой жидкости и нагнетаемого газа. Применение технологии возможно в искривленных и наклонно направленных скважинах. При правильном выборе оборудования плунжерый лифт позволяет эффективно бороться с песком и предотвращать образование АСПО. Данная технология получила распространение за рубежом, однако в России применяется редко. 

Задачей опытно-промысловых испытаний (ОПИ) оборудования в условиях Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения является подтверждение надежности конструкции, технологической и экономической эффективности оборудования. Поставщик оборудования – компания ООО «Лифт Ойл». 

Для определения эффективности технологии были приняты следующие ключевые показатели эффективности (КПЭ): 

– снижение удельного расхода газлифтного газа минимум на 10 %; 

– увеличение дебита нефти на 5 %; 

– автономная борьба с АСПО. 

На рис. 1 представлена схема компоновки оборудования для эксплуатации скважины с применением плунжерного лифта. 


Рис. 1. Схема компоновки оборудования для скважины, эксплуатируемой с применением плунжерного лифта

1 – лубрикатор с ловушкой для извлечения плунжера на про- филактику и амортизатора для компенсации ударных нагрузок плунжера; 2 – контроллер управляющего режимом работы мо- торного клапана с интерфейсом управления; 3 – моторный клапан контролирующего расход газа; 4 – мандрель; 5 – плун- жер, обеспечивающий разделение газовой и жидкой фаз в скважине; 6 – скважинный якорь, ограничивающий перемеще- ние плунжера в скважине с амортизационной пружиной; 7 – пакер

Для испытания технологии была выбрана скв. 1, осложненная АСПО. Показатели эксплуатации скв. 1 до и после применения технологии представлены в таблице. В скважине с помощью канатной техники установили скважинный якорь с амортизационной пружиной на глубине 1720 м, провели монтаж наземного оборудования. Пуск скважины осуществили 20.10.16 г. по следующей программе: 5 мин – подача газлифтного газа, 55 мин – период ожидания. Подъем плунжера с глубины 1720 м до устья произошел за 7 мин. На текущем режиме наблюдались прорывы газа на устье. После этого оптимизировали режим работы: 8 мин – подача газлифтного газа, 120 мин – период ожидания. 

В процессе испытаний выявлено нарушение работы моторного клапана, для управления которого применяется газлифтный газ. Так как газ в систему газлифтных газопроводов частично подается из скважин-доноров без какойлибо подготовки, он содержит значительное количество жидкой фазы. Она оказала негативное влияние на работоспособность моторного клапана и привела к отказу всей системы плунжерного лифта. Для обеспечения работоспособности оборудования «сырой» газлифтный газ заменили на инертный – азот. Средний расход азота составил 4–5 л/сут. Баллон с газом объемом 40 л обеспечивал непрерывную работу в течение 8–10 сут. Применение азота позволило исключить отказ моторного клапана. 

После нормализации работы моторного клапана установили следующий технологический режим: 5 мин – подача газлифтного газа, 150 мин – период ожидания. Среднее время подъема плунжера на устье составило 5–7 мин. Из-за комбинированной конструкции НКТ плунжер останавливался в верхних НКТ большего диаметра, не достигая лубрикатора. Извлечение плунжера для проведения профилактического осмотра выполнили с помощью канатной техники. Общий вид плунжера (модель 1) представлен на рис. 2. 


 Рис. 2. Общий вид плунжера (модель1)

Плунжер состоит из корпуса 2, с двух сторон которого накручены головка 1 и наконечник 7. Последние фиксируют и ограни чивают ход плашек 3, расположенных на тол ка теле 4 и подпружиненных пружинами 6. На плашках выполнены пазы для очистки стенок НКТ от парафиновых отложений. В тол кателе и головке движется шток 5, на нижний конец навернут хвостовик 8 с двумя пазами фиксации. Фиксация происходит при помощи подпружиненного пружиной 9 шарика 10. Через гайку 11 хвостовик соединен с тягой 12. Тяга проходит внутри удлиняющих труб 13, которые соединены муфтой 14. Ниже на трубе смонтирована сборка, аналогичная вышеописанной, оканчивающаяся нижним наконечником 15. Внизу плунжера за торец наконечника выступает часть нижнего штока 16. 

Для проведения гидродинамических исследований скв. 1 остановили 22.11.16 г. При извлечении плунжера получили посадку инструмента на глубине 12 м. Извлеченный плунжер массой 23 кг был деформирован (рис. 3) изза многократных ударов об амортизатор. В результате проведенных ловильных работ извлечены три плашки плунжера, в скважине остались три плашки, пять толкателей и наконечник. Неизвлеченные части плунжера находятся на скважинном якоре с амортизатором на глубине 1720 м. 

За время проведения ОПИ не зафиксировано остановок скважины вследствие образования АСПО в НКТ. До применения плунжерного лифта их очистку проводили 7 раз в месяц. Несмотря на отрицательные результаты испытаний из-за конструктивной недоработки плунжера, получен прирост дебита жидкости, снижен расход газлифтного газа и не требовалась обработка по депарафинизации НКТ. 

По результатам ОПИ в скв. 1 было принято решение доработать конструкцию плунжера и продолжить испытания. Общий вид плунжера (модель 2) представлен на рис. 4. Масса модернизированного плунжера составляет 14 кг. После внесения изменений в конструкцию в апреле 2017 г. были проведены испытания в трех скважинах, результаты которых приведены в таблице. 


Скв. 2 оснащена комбинированной компоновкой НКТ. Верхняя секция включает две трубы диаметром 89 мм, нижняя (расчетной длины) – трубы диаметром 73 мм. 

Режим работы – периодический. Скважинный якорь установлен на глубине 1780 м. В процессе эксплуатации наблюдались скопления АСПО в НКТ диаметром 89 мм, которые препятствовали движению плунжера вниз. Для продолжения эксплуатации требовалось проведение тепловых обработок фонтанной арматуры и НКТ. Наработка плунжерного лифта составила 75 сут, затем оборудование было извлечено и переставлено в скв. 3. 

Скв. 3 оснащена равнопроходными НКТ диаметром 73 мм. Режим работы – постоянный. Скважинный якорь установлен на глубине 1720 м. Скважина отработала 16 сут, после в процессе проведения гидродинамических исследований была обнаружена поломка штока плунжера, соединяющего верхний и нижний сегменты. Поломка произошла под воздействием изгибающего момента, возникающего при перемещении плунжера из НКТ диаметром 73 мм в ствол фонтанной арматуры диаметром 80 мм. После доработки конструкции плунжера – усиления мест сочленения штоков с секциями и муфтой – проблема была устранена. 

Из-за разных диаметров фонтанной арматуры и НКТ периодически наблюдался недоход плунжера до лубрикатора. Кроме того, в фонтанной арматуре периодически скапливались АСПО, что препятствовало движению плунжера вниз. Периодические тепловые обработки позволили решить эту проблему. Текущая наработка плунжерного лифта составила 80 сут. 

Скв. 4 была введена после ремонта: выполнена смена подвески НКТ. Скважина оснащена равнопроходными НКТ диаметром 73 мм. Режим работы – постоянный. Скважинный якорь установлен на глубине 1800 м. После выхода на стабильный режим внеплановые остановки скважин отсутствуют. За время испытания не требовалось проведения обработок для ликвидации АСПО. Текущая наработка плунжерного лифта в скв. 4 составила 167 сут. 

Опытно-промысловые испытания плунжерного лифта показали эффективность его применения в низкодебитном газлифтном фонде скважин, эксплуатирующихся как в периодическом, так и в постоянном режимах. Максимальный эффект достигнут в скважинах, оснащенных равнопроходными НКТ. Установка и извлечение оборудования выполняются без глушения скважины с помощью канатной техники. Дополнительным преимуществом технологии является также возможность автономного предотвращения образования АСПО в колонне НКТ. 

Список литературы 

1. Саранча А.В., Саранча И.С., Митрофанов Д.А. Технологии добычи низконапорного сеноманского газа // Электронный научный журнал «Современные проблемы науки и образования». – 2015. – Вып. 1 (часть 1). – https://science-education.ru/pdf/2015/1/1102.pdf 
2. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров: автореф. дис. канд. техн. наук. – М., 2007. 
3. Ли Дж. Ф., Роулан Л. Выбор механизированного способа эксплуатации // ROGTEC Magazine. – 2014. – № 1: https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/10/09_ArtificialLift.pdf. 
4. Recommended Practices for Design and Operation of Intermittent and Chamber Gas-lift Wells and Systems // API recommended practice 11V10. First edition. – June 2008.

Возврат к списку