Развитие газлифтного способа добычи нефти на восточном участке оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

24.12.2018

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2018 - № 4(10). – С. 36-38

УДК 553.98(571.1)

В.В. Ульянов, к.ф.-м.н.
ПАО «Газпром нефть»
А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Д.В. Генералов, А.М. Дунаев
ООО «Газпромнефть-Оренбург» 

Электронный адрес: Kuchurin.AE@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: компания «Газпром нефть», газлифт, испытание, автоматизированная система управления, месторождение

Дано описание защиты газлифтной инфраструктуры от гидратов на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Рассмотрен эффект, полученный после установки автоматизированной системы управления газлифтным газом, закачиваемым в скважины.

Evolution of gas lift at eastern part of the orenburgskoe oil and gas condensate field

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 4(10), pp. 36-38

V.V. Ulyanov
Gazprom neft PJSC, RF, Saint-Petersburg
A.E. Kuchurin, E.A. Kibirev 
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
D.V. Generalov, A.M. Dunaev
Gazpromneft Orenburg LLC, RF, Orenburg

E-mail: Kuchurin.AE@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: Gazprom neft, gas lift, test, automatic control system, field

The paper describe of experience to protect gas lift infrastructure at the Orenburg oil and gas  condensate field from hydrate.  Describe of effect obtained after installation automatic control systems of gas stream injected to wells.

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-36-38

Введение

Восточный участок Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) имеет сложное геологическое строение, представлен карбонатным трещинно-поровым, литологически неоднородным коллектором с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Запасы продуктивных пластов характеризуются как трудноизвлекаемые. Нефтяная залежь восточного участка ОНГКМ разрабатывается на упруговодонапорном режиме с добавлением режима растворенного газа по мере снижения пластового давления и режима газовой шапки в подгазовых зонах.

Нефть продуктивных пластов восточного участка ОНГКМ сернистая, содержит значительное количество смолистых и парафиновых соединений, относится к классу легких нефтей. В конденсате присутствует меркаптановая сера (менее 1  ), газ – метанового типа, содержит более 5   сероводорода.

Газлифтный способ эксплуатации добывающих скважин является основным. В качестве рабочего агента применяется природный газ газовой шапки. Месторождение разрабатывается горизонтальными скважинами.

Проблемы газлифтного способа

Большая часть площади нефтяной оторочки месторождения характеризуется наличием газовой шапки. Это оказывает негативное влияние на выработку запасов нефти из подгазовой части пласта. Отсутствие выдержанных непроницаемых перемычек между нефтяной и газовой частями пласта приводит к конусообразованию и прорыву газа к забою добывающих скважин, добыча нефти при этом сопровождается значительными отборами свободного газа.

Приведенные факторы сыграли решающую роль при выборе способа эксплуатации месторождения. До настоящего времени основной объем газа в систему газлифтных газопроводов подавался без какой-либо подготовки из скважин, вскрывших газовую шапку (см. рисунок).

Такая система распределения газа несовершенна, ее эксплуатация сопровождается существенными осложнениями, такими как наличие «сырого» газа, содержащего жидкую фазу, и невозможность адекватного регулирования работы газлифтных скважин.

Наличие жидкой фазы в потоке газа приводит к образованию гидратов в местах перепада температуры и давления по маршруту движения газа. Наибольшие изменения характеристики потоков происходят на угловых штуцерах, с помощью которых регулируется расход газлифтного газа, подаваемого в скважину. При снижении давления газа уменьшается температура регулируемого агента. Это приводит к образованию и отложению твердых кристаллогидратов как на внешней, так и на внутренней поверхностях оборудования. При образовании гидратов на угловых штуцерах снижается расход подаваемого в скважину газлифтного газа, вплоть до полной остановки потока, что ведет к нарушению технологического режима работы газлифтной скважины.

Основным способом предотвращения образования кристаллогидратов на восточном участке ОНГКМ является дозирование метанола. Однако использование метанола не всегда эффективно из-за разной скорости движения потоков газа и метанола в трубопроводе. Кроме того, метанол подается в газопровод по капилляру без применения распылителя, что приводит к снижению площади контакта метанол-газлифтный газ. В связи с этим влага, находящаяся в потоке газа, не успевает прореагировать с метанолом. Помимо этого, применение метанола, являющегося ядовитым веществом, влечет за собой значительные операционные затраты на обеспечение безопасности обслуживающего персонала.

Невозможность адекватного регулирования расхода газлифтного газа приводит к тому, что реакция на изменение технологического режима работы скважин происходит с задержками во времени. Технологический режим может изменяться из-за образования гидратов в газлифтной системе, прорывов пластового газа к скважине и по другим технологичесим причинам, связанным с работой скважинного оборудования.

Результаты внедрения автоматизированной системы управления расходом газа

С целью повышения эффективности предотвращения образования гидратных пробок в системе газлифтных трубопроводов, автоматизации процесса регулирования параметров газлифтного газа и повышения скорости реакции на изменение технологического режима работы скважин в 2016 г. провели опытно-промысловые испытания автоматизированной системы управления расходом газа (АСУ РГ). АСУ РГ предназначена для автоматического поддержания заданного расхода газлифтного газа. В управляемый модуль заложена программа, которая поддерживает заданный перепад давления. При образовании гидратов система уравнивает фактическое давление газа и заданное. Если выявляются отклонения от заданного значения, то включается режим удаления гидратных отложений. Результаты испытаний показали эффективность использования АСУ РГ в осенне-зимний период, и в 2018 г. было начато полномасштабное внедрение АСУ РГ на газлифтном фонде скважин восточного участка ОНГКМ.

По состоянию на май 2018 г. установлено 55 АСУ РГ, 15 из них полностью подключены, настроены и переданы в эксплуатацию. На других скважинах проводятся пусконаладочные работы и настройка систем управления. Результаты работы скважин до и после внедрения АСУ РГ приведены в таблице.

Заключение

Предварительные результаты промышленного внедрения АСУ РГ позволили оптимизировать работу скважин, увеличить добычу нефти более чем на 4% и сократить расход газлифтного газа на 3%.

В 2018 г. планируется продолжить внедрение АСУ РГ на газлифтном фонде скважин, что позволит сократить расход метанола, повысить безопасность труда и оперативно реагировать на изменения технологического режима работы скважин.

Список литературы

  1. Внедрение АСУ для оптимизации работы газлифтного фонда скважин на Оренбургском НГКМ / Е.А. Кибирев, А.Е. Кучурин, Р.Р. Гайнетдинов [и др.] // Eurasia Oil&Gas. – № 9-10. – 2016. – С. 36-37.
  2. Результаты проведения ОПИ по оптимизации газлифтной эксплуатации скважин на Оренбургском НГКМ / С.Н. Трубавин, В.В. Ульянов, Е.А. Кибирев [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – № 5 (58). – 2017. – С. 36-39.
  3. Опыт оптимизации газлифтного фонда скважин в условиях ООО «Газпромнефть-Оренбург» / А.А. Шушаков, В.В. Ульянов, А.Е. Кучурин [и др.] // PROнефть. – № 1 (7). – 2018. – С. 64-67.

References

  1. Kibirev E.A., Kuchurin A.E., Gaynetdinov R.R. et al., The introduction of automated control systems for the optimization of the gas-lift wells at the Orenburg oil and gas condensate field (In Russ.), Eurasia Oil&Gas, 2016, no. 9–10, pp. 36–37.
  2. Trubavin S.N., Ul’janov V.V., Kibirev E.A. et al., Results of pilot tests for gaslift optimization of the wells of the Orenburgskoe oil and gas condensate field (In Russ.), Jekspozicija neft’ gaz, 2017, no. 5(58), pp. 36-39.
  3. A.A. Shushakov, V.V. Ul’janov, A.E. Kuchurin i dr., Experience in optimization of gas lift wells in Gazpromneft-Orenburg (In Russ.), ProNeft, 2018, no. 1(7), pp. 64-67.



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

В.В. Ульянов, А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев, Д.В. Генералов, А.М. Дунаев. Развитие газлифтного способа добычи нефти на восточном участке оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2018 — № 4(10). — С. 36–38.


The reference to this article in English is:

V.V. Ulyanov, A.E. Kuchurin, E.A. Kibirev, D.V. Generalov, A.M. Dunaev. Evolution of gas lift at eastern part of the orenburgskoe oil and gas condensate field (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2018, no. 4(10), pp. 36–38.


Возврат к списку