Повышение эффективности технологий подъема продукции в газлифтных скважинах управлением структурой потока

• Автор: Буй Дык Хиен
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 148 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА 1. ОБЗОР СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОДЪЕМА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН ПРИМЕНИТЕЛЬНО К УСЛОВИЯМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ДРАКОН», «БЕЛЫЙ ТИГР»

1.1. Способы подъема продукции скважин

1.2. Анализ основных закономерностей газлифтного способа подъема продукции скважин

1.3. Основные принципиальные схемы газлифта

1.4. Типы газлифта

Выводы по главе

ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО» И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
2.1. Оценка состояния разработки основных объектов месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро»
2.2. Оценка выбранных вариантов разработки месторождения «Белый Тигр»
2.3. Технологические показатели работы скважин, эксплуатирующихся газлифтным способом
2.4. Корректировка режимов отбора из пласта путем использования данных исследования скважин, оборудованных пилотными
клапанами
2.5. Оптимизация режимов работы газлифтных низкодебитных
скважин
2.6. Обобщение опыта повышения эффективности эксплуатации низкодебитных скважин на морских месторождениях Вьетнама
2.7. Опытно-промышленное испытание химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин
2.8. Изучение условий и причин обводнения скважин, оценка технических возможностей проведения водоизоляционных работ
по различным схемам обработок
Выводы по главе

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПЫТА СОЗДАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
3.1. Режимы работы газлифтных скважин
3.2. Изображение процесса ввода газлифтной скважины в работу.
3.3. Установление рациональных режимов эксплуатации газлифтных скважин
3.4. Регулирование эффективности газлифта в осложненных
термодинамических условиях залегания пластов
Выводы по главе
ГЛАВА 4. РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ПОДЪЕМА ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ГАЗЛИФТНОЙ
СКВАЖИНЕ
4.1.0 совершенствовании технологий газлифтной эксплуатации
скважин
4.2. Обоснование выбора метода численного моделирования течения многокомпонентной смеси в диспергаторе
4.3. Анализ результатов численного моделирования движения потока
через секции (камеры) переменного объема
Выводы по главе
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ
Актуальность проблемы
Газлифтный способ подъема продукции скважин является наиболее технологичным и экономически целесообразным для месторождений, разрабатываемых с морских оснований и площадок ограниченного размера. Ранжирование газлифтных скважин по дебитам, удельному расходу газа, степени обводненности и точкам ввода компримированного газа показало, что затрачиваемая на подъем единицы продукции энергия ещё достаточно высока, и имеются значительные резервы, как технологические, так и технические, для повышения эффективности лифтирования и снижения расхода газа. Вопрос оптимизации расхода газа на подъем продукции скважин в настоящее время решается путем управления через общий расход газа и количество установленных мандрелей, однако присутствие водной фазы в продукции приводит к утяжелению средней плотности потока за счет появления относительных скоростей фаз.
Данная работа направлена на повышение эффективности лифтирования за счет нагнетания компримированного газа путем снижения противодавления в подъемных трубах за счет диспергирования потока и управления величиной плотности продукции. Решение рассматриваемой проблемы позволяет снизить расход газа и повысить эффективность лифтирования. В связи с этим считаем, что эта задача актуальна и востребована в промысловых условиях.
Цель работы - повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин путем совершенствования методов снижения энергии, затрачиваемой на подъем продукции, за счет дополнительного диспергирования газожидкостной смеси (ГЖС) на отдельных участках подъемных труб и уменьшения ее плотности.

выработку запасов нефти и наиболее благоприятные технико-экономические показатели. Во всех вариантах предусматривается выполнение геологотехнических мероприятий по совершенствованию системы разработки. Местоположение и количество новых гидротехнических сооружений (БК, МСП) для бурения скважин обосновывается в главах по обустройству месторождения.
Первый (базовый) вариант по общему количеству пробуренных и намечаемых к бурению скважин практически соответствует утвержденному варианту третьей технологической схемы, составленной в 1998 году. Всего планируется пробурить 25 скважин, и скв. 817, 917 добурить с отложений нижнего миоцена, в т.ч. 17 добывающих и 10 нагнетательных. Фонд скважин, пробуренных на эту залежь, составит 146 скважин. Проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 129 скважин (90 добывающих и 39 нагнетательных). В этом варианте используются все проектные ячейки на МСП и БК.
Во втором варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство трех новых БК, и в период 2003-2009 гг. - дополнительное бурение 27 новых скважин, из которых 19 добывающих и 8 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 171 скважину, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 156 скважин (110 добывающих и 46 нагнетательных). Кроме того, предусматривается девять резервных ячеек для бурения дополнительных скважин.
В третьем варианте в дополнение к базовому варианту намечается строительство пяти новых БК, и в период 2003-2010 гг. - дополнительное бурение 48 новых скважин, из которых 37 добывающих и 11 нагнетательных. Общий эксплуатационный фонд составит 192 скважины, проектный эксплуатационный фонд на последующий период разработки составит 177 скважин (128 добывающих и 49 нагнетательных). Имеется 15 резервных ячеек для бурения дополнительных скважин.