Оптимизация работы газлифтного фонда скважин в условиях ЗАО «Газпромнефть Оренбург» с помощью нового расчетного модуля

А.А. Шушаков, Н.М. Павлечко (ПАО «Газпром нефть»), Е.А. Кибирев, Я.А. Бурцев, Р.А. Хабибуллин, к.т.н., А.М. Хазиев, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), В.В. Кузнецов (ЗАО «Газпром нефть Оренбург»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

При газлифтной эксплуатации оптимальный режим работы скважины достигается при следующих условиях: точка закачки газа располагается на максимально возможной глубине; газ нагнетается через один рабочий газлифтный клапан; расход газа подобран таким образом, чтобы обеспечить минимальное забойное давление и максимальный дебит или минимизировать удельный расход газа закачки на 1 т жидкости. Однако на практике режим работы может отличаться. Применение широко распространенных пакетов программ для анализа работы газлифтных скважин, отклонившихся от режима, и подбора новых компоновок, как правило, требует полного набора данных о скважине. В сложных случаях эта информация недоступна или недостоверна. В статье рассмотрен новый подход к оценке работы скважин газлифтного фонда Восточного участка Оренбургского месторождения ЗАО «Газпром нефть Оренбург» в условиях неопределенности ряда исходных данных.

Принцип нового подхода

Забойное давление pwf, устьевое давление pth, распределение давления по стволу скважины pdistr и параметры расхода жидкости и газа связаны между собой зависимостью где Ql, Qo, Qg inj — дебит соответственно жидкости, нефти и газа; Tdistr — распределение температуры по стволу; GOR — газовый фактор.

22-1.png

Зависимость описывает многофазный поток смеси жидкости и газа в стволе скважины [1]. Обычно при анализе работы скважины с помощью построения распределения давления по стволу расчет начинается с устья, где давление pth можно замерить. По полученному распределению давления определяют забойное давление pwf. Однако при наличии неопределенности исходных данных (расход газа закачки, газовый фактор, забойное давление и коэффициент продуктивности) построить распределение давления таким способом невозможно.

Рассмотрим подход, предлагаемый авторами. Назовем расчетом «снизу-вверх» построение распределения давления по стволу скважины от забоя до устья. Расчет проводится по следующему алгоритму.

1. Задается забойное давление pwf.

2. По многофазной корреляции строится распределение давления на участке от забоя до глубины расположения газлифтного клапана [2, 3].

3. Из распределения pdistr определяется давление на выходе из клапана pd.

4. По давлению закачки газа pann и плотности газа закачки интегрированием рассчитывается давление pu на глубине расположения клапана [1, 4].

5. По давлению pu проверяются условия срабатывания газлифтного клапана.

6. При выполнении условия срабатывания клапана по характеристике клапана определяется дебит Qg inj либо поправочный коэффициент для характеристики клапана Кvalve в зависимости от режима расчета [1].

7. По многофазной корреляции строится распределение давления на участке от глубины расположения газлифтного клапана до устья скважины.

8. По найденному распределению давления определяется давление pth.

Алгоритм приведен для случая, когда в скважине расположен один клапан, но он может применяться при наличии нескольких клапанов. Расчет «снизу-вверх» выполняется однозначно, так как все необходимые параметры на каждом этапе определены точно. В то же время не факт, что полученное распределение характеризует истинный режим работы скважины, так как забойное давление взято произвольно. Поэтому введем понятие расчет «сверху-вниз», который для решения данной задачи выполняется по следующему алгоритму с использованием давления pth в качестве граничного условия.

1. Выбирается диапазон забойных давлений, в который, как ожидается, должно попасть решение задачи «сверху- вниз», например, pth < pwf < pres (pres — пластовое давление).

2. Выбранный диапазон разбивается на определенное число значений pi wf с равномерным шагом.

3. Для каждого значения pi wf решается задача «снизу- вверх» построения распределения давления по стволу скважины и определяется устьевое давление pi th.

4. По полученным данным строится зависимость pi th(pwf). Значения, лежащие между pi wf и pi+1 wf при необходимости находятся методом линейной интерполяции.

5. По полученной зависимости для заданного значения определяется значение pth .

Алгоритм может быть проиллюстрирован расчетами по одной из скважин ЗАО «Газпром нефть Оренбург» со следующими параметрами: глубина Hres = 1937 м, Ql = 26,7 м3/сут, GOR = 185 м3/м3, pann = 7,1 МПа, pth = 2,9 МПа (рис. 1). Из рис. 1 видно, что зависимость устьевого давления от забойного немонотонна. В результате одному значению устьевого давления соответствует несколько значений забойного. Решения для случая, приведенного на рис. 1, будут различаться распределениями давления в стволе скважины и расходом добываемого из скважины газа, поскольку подразумевают работу разных клапанов в скважине.

При наличии достоверного замера расхода газа закачки и добываемого газа в большинстве случаев можно однозначно определить, какое решение является более корректным, например, путем нахождения поправочных коэффициентов Кvalve. При отсутствии замеров или их низкой достоверности выделить корректное решение только по данным замеров на поверхности затруднительно.

22-2.png

Рис. 1. Зависимость устьевого давления от забойного

Предпочтителен вариант с использованием данных глубинных исследований по замеру распределения давления и температуры в стволе скважине. В этом случае одно из решений, полученных из зависимости устьевого давления от забойного, может быть выбрано на основе сравнения расчетных данных с фактическими. Кроме того, замеры распределения давления в стволе скважины позволят уточнить забойное давление, газовый фактор и расход газа на каждом участке, для которого есть данные.

При наличии результатов глубинных замеров алгоритм адаптации становится следующим.

1. Фиксируются замеренные параметры скважины, которые останутся неизменными в ходе проведения анализа (Ql, Qo, pth и др.).

2. Определяется забойное давление по результатам глубинных замеров.

3. Для участков ствола между клапанами оценивается градиент давления по результатам замеров, определяются необходимые расходы газа для заданных расходов нефти и воды. По результатам расчетов определяются газовый фактор (если есть участок замеров ниже газлифтных клапанов) и расход газа через газлифтные клапаны, которые могли бы объяснить замеренный градиент давления на каждом участке между клапанами.

4. Определяются поправочные коэффициенты Кvalve для всех клапанов.

5. Находятся суммарные расходы газа закачки по результатам адаптации и добываемого газа из скважины.

6. По забойному давлению рассчитывается продуктивность скважины.

7. Адаптация завершается. Фиксируются коэффициент продуктивности, расход газа закачки через газлифтные клапаны, газовый фактор, забойное давление, общие расход газа закачки, давление на устье и давление закачки газа. Установление распределения давления в газлифтной скважине завершает построение математической модели.

Анализ и прогноз работы газлифтной скважины

Проведем анализ работы скважины из ранее приведенного примера. Согласно построенной модели газ закачивается через все клапаны одновременно (см. таблицу). Общий расход газа закачки по расчету равен 16,95 тыс. м3/сут, забойное давление pwf = 7,3 МПа, коэффициент продуктивности PI = 3,48 м/(сут⋅МПа).

22-3.png

Для достижения режима работы, когда газ будет закачиваться только через нижний клапан, необходимо перенастроить клапаны, а также подобрать давление закачки газа. Давления открытия клапанов подобраны для максимального давления закачки 7,9МПа, рабочее давление закачки газа составляет 6,9 МПа. Расход газа закачки при этом — 14,25 тыс. м3/сут (см. таблицу).

То, что немонотонная часть зависимости устьевого давления от забойного при перенастройке клапанов при максимальном давлении закачки (рис. 2, а) находится выше заданного устьевого давления, свидетельствует, что при максимальном давлении закачки газа его достаточно для ввода скважины в эксплуатацию, и закачка газа будет происходить через нижний клапан. При рабочем давлении закачки газа (см. рис. 2, б). Верхние клапаны при уменьшении давления закачки газа закрываются, а закачка через нижний клапан сохраняется. Забойное давление будет равно 7 МПа, т.е. существенно не изменится. Расход газа закачки снизится на 2,7 тыс.м3/сут.

22-4.png

Рис. 2. Зависимость устьевого давления от забойного при перенастройке клапанов при максимальном 7,9 МПа (а) и рабочем 6,9 МПа (б) давлении закачки

Узловой анализ системы скважина — пласт проводится с помощью индикаторной кривой и кривых оттока без закачки и с закачкой газа (рис. 3). Из рис. 3 видны возможность неустойчивого фонтанирования скважины с дебитом 1,7 м3/сут и эффект от применения газлифта.

Работа нижнего клапана оценивается также методом узлового анализа. Выберем в системе газлифтный клапан — НКТ в качестве узла точку на выходе из клапана. На рис. 4 точка пересечения, соответствующая меньшему расходу газа закачки, является точкой открытия клапана. Далее за счет уменьшения давления в НКТ при закачке газа расход будет расти до тех пор, пока давление в НКТ не снизится до минимально возможного значения. Это вторая точка пересечения, соответствующая устойчивому расходу газа через клапан. Также с помощью рис. 4 можно оценить устойчивость системы к колебаниям устьевого давления и давления закачки, что крайне важно в условиях ЗАО «Газпром нефть Оренбург».

22-5.png

Рис. 3. Узловой анализ системы скважина — пласт. Взаимосвязь расхода жидкости и забойного давления

22-6.png

Рис. 4. Узловой анализ системы газлифтный клапан — НКТ. Взаимосвязь давления в НКТ на глубине закачки и расхода газа закачки для НКТ (1) и клапана (2)

22-7.png

Рис. 5. Зависимость забойного давления (2) и соответствующего дебита жидкости (1) от расхода газа закачки через рабочий клапан

Для оценки оптимального расхода газа закачки строятся зависимости забойного давления и соответствующего дебита жидкости от расхода газа закачки через рабочий клапан (рис. 5).

На этом анализ и прогноз работы скважины заканчиваются. В итоге газлифтная компоновка, обеспечивает оптимальный режим работы скважины или, в противном случае, снижение расхода газа закачки или увеличение добычи нефти.

Результаты применения методики

На основе предлагаемой методики создан расчетный модуль для анализа и оптимизации работы газлифтной скважины в условиях неопределенности данных. Модуль адаптирован для расчета газлифтных скважин ЗАО «Газпром нефть Оренбург». Предложенная методика апробирована на 15 скважинах. В результате получены суммарный прирост дебита нефти 47,1 т/сут и снижение расхода газа закачки на 34,9 тыс. м3/сут.

Список литературы

1. Kermit E.B. The technology of artificial lift methods // The University of Tulsa, 1984.

2. A ComprehensiveMechanistic Model for Upward Two-Phase Flow in Wellbores/ A.M. Ansari, N.D. Sylvester, C. Sarica, O. Shoham, J.P. Brill // SPE 20630-РА, 1994.

3. Brill J.P., Mukherjee H.Multiphase Flow in Wells // Richardson, Texas, 1999.

4. Dranchuk P.M., Abu-Kassem 1.H. Calculation of Z-Factors for Natural Gases Using Equations-of-State, 1. Cdn. Pet. Tech. (July-September 1975) 14, 34.

Возврат к списку