УДК 622.276.5
© Коллектив авторов, 2006
Оптимизация механизированных способов добычи нефти в условиях СП «Вьетсовпетро»
А.Д. Кузьмичев, В.В. Канарский, А.Н. Иванов, Нгуен Ван Кань (СП «Вьетсовпетро»)
Artificial Lift Production Optimization in JV Vietsovpetro
Эффективная эксплуатация скважин механизированного фонда определяется не только надежностью применяемого оборудования, но и возможностью оптимизации параметров работы скважин. Индивидуальный подход к оптимизации показателей работы скважин присущ каждой из нефтедобывающих компаний, что объясняется различиями в геолого-технических условиях эксплуатации скважин, средствах контроля и программном обеспечении.
Механизированный фонд СП «Вьетсовпетро» включает сква-"жины месторождения Белый Тигр, эксплуатирующиеся компрессорным газлифтом, и скважины месторождения Дракон, оборудованные установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Все они находятся на морских стационарных платформах. Максимальный угол искривления ствола скважины составляет 12°/100 м, максимальный зенитный угол - 40°. Пластовая температура достигает 150 °С. На долю компрессорного газлифта приходится порядка 9 % добычи нефти; на УЭЦН - 0,3-0,4 %.
Компрессорный газлифт в СП «Вьетсовпетро» начали применять в июле 1997 г., когда на месторождении «Белый Тигр» была введена в эксплуатацию первая газлифтная скважина. В настоящее время на месторождении данным способом эксплуатируется 90 скважин, что составляет 54 % всего добывающего фонда СП «Вьетсовпетро». В 2005 г. с помощью газлифта добыто 950,2 тыс. т нефти.
Продуктивные горизонты месторождения Белый Тигр представлены отложениями миоцена, олигоцена, фундамента глубиной залегания - от 3500 до 4500 м. Продуктивность скважин колеблется от 1 до 100 м3/(сут-МПа).
В табл. 1 представлены некоторые основные показатели работы газлифтного фонда скважин месторождения Белый Тигр. Несмотря на увеличение обводненности продукции в 2,4 раза и более, удельный расход газа удается удерживать на уровне 200210 м3/т добываемой жидкости. С учетом значительной средней глубины (2900 м) ввода компримированного газа, невысокого среднего дебита жидкости (58,5 т/сут) данный показатель соответствует мировому уровню. За 6 лет применения газлифта добыча нефти возросла от 1009 до 2915 т/сут.
Таблица 1
Годы
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Число скважин 24 41 50 59 67 73 78 86 90
Добыча нефти, т/сут 1009 1369 1386 1878 2011 1671 2056 2670 2915
Обводненность, % 18,8 23,5 22,3 24,5 31,7 35,0 30,8 34,0 46,2
Удельный расход газа, м3Д 186 165 185 162 180 210 211 197 205
A.D. Kuzmichev, V.V. Kanarsky, A.N. Ivanov, Nguen Van Canh (Vietsovpetro SP)
The present paper concerns some aspects of artificial lift production optimization, namely Gas Lift and ESP applications, has been used in the fields of JV Vietsovpetro. An approach to artificial lift optimization taking into account differing well conditions, offshore facilities and company organization has been developed to operate the gas lifted wells efficiently. The most important components of gas lift production optimization in White Tiger Field are presented. Proper sizing the electric submersible pumps for Dragon Field and operating them within pump curves restricted by sand control ones, allowed to reach the value of time between failures more than 900 days.
Как показывает практика, В СП «Вьетсовпетро» сформировался довольно эффективный подход к оптимизации режима работы газлифтных скважин, который в значительной степени обусловлен наличием мощного компрессорного хозяйства, развитой сетью газопроводов, современной системой контроля параметров работы скважин. Данный подход основан на:
• регулярном эхолотировании затрубного пространства скважины и использовании его результатов в качестве базовой информации для контроля режима работы скважин и выявления неисправного оборудования;
• тесном взаимодействии персонала, занятого эксплуатацией скважин, и специалистов-экспертов по газлифтной эксплуатации в вопросах выявления и устранения неисправностей в работе скважин;
• проведении наиболее сложных и ответственных работ под контролем экспертов, находящихся непосредственно на скважинах;
• внедрении периодического газлифта в низкодебитных скважинах;
• использовании средств телемеханизации для контроля параметров эксплуатации скважин.
Немаловажную роль в повышении эффективности применения компрессорного газлифта играет заблаговременное оснащение скважин газлифтным оборудованием. Еще на этапе заканчи-вания все скважины месторождения Белый Тигр в соответствии с технологической схемой комплектуются внутрискважинным оборудованием, включающим газлифтные мандрели, заглушен-ные пробками, клапан-отсекатель, термокомпенсатор, ниппели, циркуляционный клапан. При повышении обводненности продукции до значения, при котором прекращается фонтанирование, проводится замена глухих пробок газлифтными клапанами с помощью канатной техники. Затем в затрубное пространство скважины подается компримированный газ, и дальнейшая эксплуатация скважины осуществляется газлифтным способом. Преимущества такого подхода очевидны: для перевода скважин, прекративших фонтанирование, на газлифт не требуется проведения дополнительных спускоподъемных операций, капитального ремонта скважин (КРС) по установке газлифтных мандре-лей. Кроме того, для установки газлифтных мандрелей в скважи-
частности, определение регулировочной кривой (зависимости дебита жидкости от расхода компримированного газа) для случаев, когда газ в НКТ вводится через каждый из установленных мандрелей.
Затем определяются мероприятия по оптимизации режима работы газлифтных скважин, которые, как правило, включают:
• установление оптимального расхода компримированного газа;
• перевод на периодический газлифт низкодебитных скважин;
• замену неисправных пусковых ктапанов;
• замену типоразмера рабочего клапана;
• изменение глубины установки рабочего клапана. Важной составляющей оптимизации режима эксплуатации
скважин является проведение работ непосредственно на платформе:
• периодический газлифт с отсечкой подачи газа на
Рис. 1. Динамика работы скв. 7715 при использовании программной отсечки поверхности (с использованием шсгшы ^АОА^
подачи газлифтного газа в затрубное пространство с помощью системы • испытания пилотно-управляемых клапанов WFM Ш
SCADA:
1, 2 - давление соответственно затрубное и буферное, 3 - расход газа
нах, расположенных на платформах в безвышечном исполнении (типа БК), необходима была бы самоподъемная буровая установка (СПБУ), что кратно увеличивает затраты на проведение КРС.
В СП «Вьетсовпетро» в отличие от большинства зарубежных компаний, где применяются поинтервальные замеры давления и температуры в НКТ, основным видом исследований газлифтных скважин является эхолотирование уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. По значению этого показателя определяется глубина ввода компримированного газа в НКТ. Результаты исследований обрабатываются экспертами (сотрудники НИПИ-морнефтегаза) с помощью программы WellFlow (компания Edinburgh Petroleum Services), определяются причины неэффективного использования компримированного газа, выявляются неисправности в газлифтном оборудовании. На основе полученных данных проводится всесторонний анализ, включающий, в
(компании CAMCO);
• подбор типоразмера рабочего клапана, исследования скважин при различных режимах подачи компримированно-го газа.
В течение последних лет в СП «Вьетсовпетро» для предупреждения образования парафиноотложений в НКТ низкодебитных скважин и снижения удельного расхода компримированного газа внедряется периодический газлифт. Проведены промысловые испытания клапанов различной конструкции. С 2001 г. для работы скважины в периодическом режиме и регулировки циклов применяется клапан WFM-14R. Режим работы скважины, оборудованной пилотно-управляемым клапаном WFM-14R, регулируется изменением расхода компримированного газа с помощью системы SCADA. Вариант использования системы SCADA с программной задержкой подачи компримированного газа представлен на рис. 1. В табл. 2 представлены некоторые результаты оптимизации режима работы газлифтных скважин, выполнен-
Таблица 2
Номер Дебит нефти О», т/сут К.П.Д., % Объем газа V„ тыс. м3/сут Дебит нефти QH, т/сут К.П.Д., % Объем газа V„ тыс. м3/сут AQ„, т/сут h.V„ тыс. м3/сут
до внедрения после внедрения
245 1 53,0 8,3 6,0 80,00 13,0 10 27,0 4,0
265 3 0,1 40,0 10,0 0,1 40,0 5 0,0 -5,0
267 4 20,0 3,1 9,0 20,0 2,4 11 0,0 2,0
298 4 3,0 75,6 15,0 4,0 71,9 10 1,0 -5,0
2810 4 80,0 4,5 10,0 83,0 0,8 13 3,0 3,0
281 6 76,0 4,4 25,0 76,0 2,3 18 0,0 -7,0
2121 6 101,0 11,0 6,5 107 13,9 12 6,0 5,5
2136 6 4,0 1,6 7,0 8,0 0,6 6 4,0 -1,0
2140 6 96,0 11,5 12,0 95,0 14,5 14 ■1,0 2,0
275 7 30,0 22,5 5,5 37,0 24,5 15 7,0 9,5
7715 7 10,4 37,3 7,0 10,9 45,1 8 0,5 0,5
2806 8 55,0 30,0 15,0 60,0 30,4 18 5,0 3,0
2901 9 49,0 56,0 25,0 60,0 58,0 35,0 11,0 10,0
2909 9 20,2 1,0 20,0 28,0 1,1 15 7,8 -5,0
1112 11 0,5 0,0 10,0 0,5 65,1 5 0,0 -5,0
11'2006 91
ной в 2005 г. Коэффициенты эксплуатации газлифтно-го фонда скважин СП «Вьетсовпетро» за 1997-2005 гг. составили соответственно 0,72; 0,91; 0,95; 0,96; 0,94; 0,95; 0,96; 0,96; 0,95. С 1999 г. значения коэффициента эксплуатации составляют 0,95-0,97, что свидетельствует о надежной, стабильной работе скважин.
Таким образом, подход к оптимизации режима работы газлифта, выработанный в СП «Вьетсовпетро» за 9 лет, позволяет эффективно эксплуатировать скважины, обеспечивая высокие технологические показатели.
Для добычи нефти на центральном участке месторождения Дракон применяются УЭЦН компаний REDA и ESP. Месторождение разрабатывается без применения системы поддержания пластового давления. Продуктивный горизонт сложен песчаником, пластовое давление и продуктивность скважин низкие. На начальной стадии эксплуатации наблюдалось пескопроявление и по этой причине выходы из строя УЭЦН.
Для определения зависимости интенсивности выноса песка от дебита скважин выполнены промысловые исследования, результаты которых
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.