Опыт оптимизации газлифтного фонда скважин в условиях ООО «Газпромнефть-Оренбург»

10.04.2018
Источник: Журнал «PROнефть»

Experience in optimization of gas lift wells in gazpromneft-orenburg

УДК 622.276.52

А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
А.А. Шушаков, В.В. Ульянов, к.ф.-м.н.
ПАО «Газпром нефть»  
С.Н. Трубавин, В.В. Кузнецов
ООО «Газпромнефть-Оренбург»  

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

Ключевые слова: «Газпром нефть», газлифт, развитие, месторождение  

A.E. Kuchurin, E.A. Kibirev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
A.A. Shushakov, V.V. Ulyanov
Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg 
S.N. Trubavin, V.V. Kuznetsov
Gazpromneft-Orenburg LLC, RF, Orenburg 

This paper will describe the evolution of gas lift systems and infrastructure over the past few years at Orenburg oil and gas and condensate field. The article present some ways to improve on efficiency of work of gas lift wells and ac- tions to improve gas lift infrastructure at the field.

Keywords: Gazprom neft, gas lift, test, evolution, field

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-1-64-67

Введение

Для восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), осложненного высокими газовым фактором и содержанием сероводорода, оптимальным способом добычи является газлифт. Сотрудники ООО «Газпромнефть Оренбург» совместно с коллегами из ООО «Газпромнефть НТЦ» и ПАО «Газпром нефть» осуществляют комплекс работ, направленных на совершенствование газлифтной эксплуатации скважин. Проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) и установка каплеотделителей на газовых скважинах, испытание и установка автоматизированной системы управления закачкой газлифтного газа, строительство газопроводов-лупингов, проводится опытная эксплуатация программы для расчета газлифтных скважин Gas lift Unifloc. 

Бескомпрессорный газлифт

На восточном участке ОНГКМ более 70   добывающих скважин эксплуатируются безкомпрессорным газлифтом. При таком способе эксплуатации газ из газовой шапки извлекается через газовые скважины и направляется в систему распределения газлифтного газа без какойлибо подготовки. Схема действия безкомпрессорного газлифта приведена на рис. 1.

рис. 1. Схема безкомпрессорного газлифта на восточном участке ОНГКМ

В связи с отсутствием подготовки (осушки) газлифтного газа в газопроводе в точках изменения термобарических условий существует вероятность образования гидратных пробок. Наиболее значительные изменения давления и температуры происходят на угловых штуцерах, с помощью которых регулируют расход газа, подаваемого в газлифтные скважины.

Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную кристаллическую массу. Они состоят из одной или нескольких молекул газа (метан, этан и другие) и нескольких молекул воды.

Выпадение гидратов приводит к уменьшению проходного сечения оборудования, вплоть до полной закупорки проходного канала, и соответственно к неконтролируемому снижению расхода, что может вызвать остановку скважин. 

В качестве средств борьбы с гидратами применяют подогрев газа, ввод химических реагентов (метанола) в поток газа, локальный подогрев до температуры гидратообразования или улавливание жидкой фазы в потоке газа.

Перечисленные способы имеют как достоинства, так и недостатки. Например, подогреватели наиболее распространены, но требуют значительных финансовых вложений. При введении реагентов в поток газа необходимы постоянные затраты на их приобретение. При этом, поскольку метанол является сильным ядом, для обслуживающего персонала дозировочных агрегатов требуются дополнительные средства защиты и дополнительные затраты на проведение защитных и профилактических мероприятий.

В ООО «Газпромнефть-Оренбург» традиционно применяют дозирование метанола в поток газа. В 2016 г. провели ОПИ каплеотделителей. Установка каплеотделителей на газовых скважинах позволила в 2 раза снизить содержание жидких фракций в потоке газа, значительно сократить число гидратных пробок и соответственно число внутрисменных простоев. Потери нефти из-за внутрисменных простоев по причине гидратообразования сократились с 14579 т в

2015 г. до 6852 т в 2016 г. В 2017 г. были продолжены работы по установке каплеотделителей на газовые скважины-доноры, снабжающие газлифтную систему газом. 

Автоматизированная система управления и регулирования расхода газлифтного газа

В автоматической системе управления и регулирования расхода газлифтного газа, которая прошла успешные испытания на восточном участке Оренбургского месторождения, предусмотрен специальный алгоритм для защиты газопровода от гидратных пробок. При образовании гидратной пробки и превышении заданного значения давления система увеличивает расход газа и «сдувает» образовавшийся гидрат. Кроме того, дебит газовых скважин колеблется во времени.

Образование гидратных пробок, низкая точность регулирования расхода газа с помощью угловых штуцеров и колебания режимов работы скважин оказывают влияние на всю систему распределения газлифтного газа, что приводит к пульсациям давления и снижению эффективности работы газлифтных скважин.

Изучение мирового опыта позволило сделать вывод, что для стабилизации работы газлифтных скважин необходимо регулирование расхода газа по каждой скважине.

Автоматизированная система управления и регулирования расхода газлифтного газа (рис. 2) устанавливается на линию подачи активного газа в скважину. Эта система дает возможность измерять расход газа и температуру, регулировать расход рабочего агента, передавать технологические параметры на рабочее место технолога и управлять работой скважины в режиме реального времени.

Результаты испытаний автоматизированной системы управления и регулирования расхода газлифтного газа приведены на рис. 3. Дополнительный дебит нефти скважины составил от 0,4 до 3,0 т/сут.

рис. 2. Автоматизированная система управления и регулирования расхода газлифтного газа: pбуф, pлин, pзатр – давление соответственно буферное, на линии и затрубное; p1, p2 – давление газа на участке 1–2, T1, T2 – температура газа на участке 1–2

Для снижения гидравлических потерь в системе газопроводов газлифтного газа в 2014–2016 гг. установили газопроводы-лупинги на 11 объектах. В результате давление в газотранспортной системе за этот период увеличилось от 6,8 до 9,2 МПа (более чем на 34 ).

рис. 3. Результаты ОПИ автоматизированной системы управления и регулирования расхода газлифтного газа

В ООО «Газпромнефть НТЦ» разработан расчетный модуль Gas Lift Unifloc для подбора газлифтного оборудования и анализа работы газлифтных скважин. Модуль, реализованный в виде макросов в MS Excel, позволяет:

– проводить расчет распределения давления в НКТ и межтрубном пространстве газлифтной скважины;

– учитывать изменения температуры в точках закачки газа (температурные аномалии);

– проводить расчет характеристик газлифтных клапанов с учетом применения модифицированных клапанов (вкруток), а также расчет давлений открытия и закрытия клапанов (рис. 4).

С начала 2016 г. модуль Gas Lift Unifloc проходит опытную эксплуатацию в ООО «Газпромнефть-Оренбург».

Вышеперечисленные мероприятия позволили снизить удельный расход газлифтного газа для добычи жидкости из скважины.

Основные показатели работы газлифтного фонда скважин на восточном участке ОНГКМ приведены на рис. 5.

рис. 4. Расчет характеристик газлифтных клапанов с применением модуля Gas Lift Unifloc

рис. 5. Основные показатели работы газлифтного фонда восточного участка ОНГКМ 

Заключение

В 2018 г. работа по оптимизации газлифтного фонда продолжается. Осуществляется тиражирование автоматизированной системы управления и регулирования расхода газлифтного газа на на газлифтные скважины восточного участка ОНГКМ ООО «Газпромнефть-Оренбург». В 2017 г. были приобретены 30 комплектов регуляторов расхода газлифтного газа. 

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. – С. 36–37.

2. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин / Ю.В. Зайцев, Р.А. Максутов, О.В. Чубанов [и др.]. – М.: Недра, 1984. – С. У. Лайонз, Г. Плизг. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи. – М.: Профессия, 2009.

3. C. Польшаков. Газовый фильтр высокой производительности// Нефтегазовая вертикаль. – 2015. – № 6. – С. 66–67.

4. Оптимизация работы газлифтного фонда скважин в условиях ЗАО «Газпром нефть Оренбург» с помощью нового расчетного модуля/ А.А. Шушаков, Н.М. Павлечко, Е.А. Кибирев [и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 12. – С. 68–70. 

Reference

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, no. 9–10, pp. 36–37.

2. Zaytsev Yu.V., Maksutov R.A., Chubanov O.V. et al., Spravochnoe posobie po gazliftnomu sposobu ekspluatatsii skvazhin (Reference book on gas lift well operation method), Moscow: Nedra Publ., 1984, p. Standard handbook of petroleum and natural gas engineering: edited by Lyons W.C., Plisga G.J., Elsevier, 2011.

3. Pol'shakov C., High performance gas filter (In Russ.), Neftegazovaya vertikal', 2015, no. 6, pp. 66–67.

4. Shushakov A.A., Pavlechko N.M., Kibirev E.A. et al., Optimizing gas lift wells in conditions of Gazprom neft Orenburg SJSC with a new calculation module (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2015, no. 12, pp. 68–70.


Авторы статьи:  А.Е. Кучурин, Е.А. Кибирев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
А.А. Шушаков, В.В. Ульянов, к.ф.-м.н.
ПАО «Газпром нефть»  
С.Н. Трубавин, В.В. Кузнецов
ООО «Газпромнефть-Оренбург»
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку