Автореферат: Разработка технических средств и химреагентов для регулирования работы газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях (стр. 1 )

На правах рукописи

НГУЕН ХЫУ НЯН

Разработка технических средств и химреагентов

для регулирования работы газлифтных скважин

в осложненных термодинамических условиях

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа – 2009

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель кандидат технических наук, доцент Кабиров Минивалей Муллагалиевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор ;

кандидат технических наук, с. н.с.

Валишин Юнир Гаянович.

Ведущая организация Центр химической механики нефти АН РБ.

Защита состоится «29» июня 2009 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете Республика Башкортостан, .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «28» мая 2009 года.

Ученый секретарь совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В результате поисково-разведочных работ за период гг. на шельфе Южного Вьетнама был открыт и введен в разработку ряд нефтяных месторождений: Белый Тигр, Дракон, Аврора, Рубин, Черный Лев, Золотой Лев и другие. Причем месторождение Белый Тигр является крупнейшим на континентальном шельфе Вьетнама. На месторождении разрабатываются три объекта: нижний миоцен, олигоцен и фундамент. Основные запасы нефти сосредоточены в трещиноватых гранитных породах фундамента, что является уникальным явлением в мировой практике добычи нефти и газа.

Основные эксплуатационные объекты месторождения Белый Тигр в настоящее время находятся на стадии падающей добычи из-за снижения активной части запасов, обводнения и выбытия скважин. Снижение пластового давления и появление воды в продукции скважины приводят к прекращению фонтанирования, снижению темпа отбора нефти. Возникает необходимость правильного выбора способа добычи нефти, экономически эффективного на весь период разработки на месторождениях в осложненных условиях: большой диапазон дебитов скважин; групповое размещение скважин; большая глубина; высокий газовый фактор; большое давление насыщения нефти газом; высокая температура пласта; образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и т. д. В условиях нефтяных месторождений Вьетнама газлифт является наиболее эффективным.

Эксплуатация газлифтных скважин сопровождается рядом осложнений. Опыт разработки месторождений показывает, что по мере роста обводненности более 20% технико-экономические показатели газлифтного способа эксплуатации значительно ухудшаются. Около 60% газлифтных скважин характеризуются высокой обводненностью, низкими температурами на устье, образованием АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) и высокими удельными расходами газа. Режим работы среднестатистической газлифтной скважины характеризуется следующими показателями: дебит по жидкости - 53 м3/сут, по нефти - 28 т/сут, обводненность - 41%, удельный расход газа - 340 м3/т. Одним из факторов, ухудшающих эффективность работы газлифтных скважин, является интенсивность образования высоковязкой устойчивой эмульсии и выпадения АСПО. Это приводит к прекращению добычи, увеличению затрат энергии при добыче нефти.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин в осложненных термодинамических условиях при помощи технических средств и комплексных химреагентов.

Задачи исследования

1 Анализ факторов, влияющих на удельный расход газа, и эффективности применения методов для повышения кпд газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама.

2 Разработка рекомендаций подбора оптимальных конструкций диспергаторов для применения в газлифтных скважинах.

3 Экспериментальные исследования пенообразующей способности нефти в смеси с ПАВ и ингибиторами АСПО.

4 Разработка и выбор новых композиций химреагентов для повышения эффективности работы газлифтных скважин месторождения Белый Тигр.

5 Проведение лабораторных и промысловых исследований по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось на следующих этапах. На первом этапе проводился анализ факторов, влияющих на эффективность работы газлифтных скважин. Определились возможности их применения для повышения эффективности работы газлифтных скважин.

На втором этапе использовались данные промысловых исследований диспергаторов на месторождениях Западной Сибири и были разработаны рекомендации по подбору оптимальной конструкции диспергаторов для газлифтных скважин с использованием методов планирования эксперимента при поиске оптимальных условий и оптимизации многофакторных технологических процессов.

На третьем этапе проводилось лабораторные исследования пенообразующей способности поверхностно-активных веществ (ПАВ) и ингибиторов АСПО с нефтей месторождения Белый Тигр методом продувания воздуха. Также проводились комплексные лабораторные исследования влияния химреагентов на реологические свойства нефти. По данным полученных экспериментов проведен анализ эффективности комплексных химреагентов для улучшения эксплуатации газлифтных скважин.

На четвертом этапе проведены промысловые исследования по оценке технологической эффективности применения комплексных химреагентов в газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр.

Научная новизна

1  Установлены влияние обводненности продукции газлифтных скважин и концентрации нефтерастворимых химических реагентов при температурах 40-160оС и давлениях 28-42 МПа на пенообразующую способность асфальтеносмолопарафиновых нефтей c высоким содержанием парафина.

2  Разработаны новые высокоэффективные комплексные составы химических реагентов для увеличения добычи нефти и уменьшения удельного расхода газа высокого давления путем регулирования работы газлифтных скважин с использованием композиций химических реагентов.

Практическая ценность

Промысловые испытания разработанной технологии на четырех газлифтных скважинах СП «Вьетсовпетро» месторождения Белый Тигр показали высокую эффективность обработки скважин комплексным химреагентом DMC D-6 + VX 7484: дебит скважин по жидкости увеличился на 30 м3/сут, по нефти на 20 т/сут, удельный расход газа высокого давления уменьшился на 25%.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях: 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007 г.); 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2008 г.); Всероссийском смотре научных и творческих работ иностранных студентов и аспирантов (г. Томск, 2008 г.); Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Красноярск, 2008 г.).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 14 научных работах,

в том числе 12 статьях, 2 из которых опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с требованиями Высшей аттестационной комиссии.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных

выводов и списка использованной литературы, включающего 117 наименований. Диссертация изложена на 149 страницах и включает 37 таблиц,

80 рисунков.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы данной диссертационной работы и сформулированы цель и основные задачи исследования, а также

приведены основные достигнутые результаты.

В первой главе кратко рассматриваются общие сведения по обоснованию выбора способов эксплуатации скважин при разработке морских нефтяных месторождений, развитию газлифтного способа эксплуатации. Рассмотрены эффективность применения газлифта и состояние газлифтной добычи нефти на месторождениях Вьетнама и за рубежом. Анализ результатов испытаний различных способов добычи нефти в условиях морских месторождений показал, что газлифт является наиболее экономичным и эффективным.

Рисунок 1 – Основные показатели эксплуатации газлифтных скважин месторождения Белый Тигр

С ростом обводненности с 15 до 40% удельный расход газа увеличивается в 2,2 раза и кпд газлифтных скважин снижается в 3 раза. В условиях месторождений СП «Вьетсовпетро» повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин является актуальной задачей.

Этому направлению посвящены многочисленные работы российских и зарубежных авторов, в том числе: , , И. Т Мищенко, , J. F. Lea, , Б. Т. Ле, и многих других. Выполнен обзор современных методов и технологий увеличения эффективности работы газлифтных скважин.

В связи с этим в рамках диссертационной работы изучена возможность применения различных методов совершенствования газлифтных скважин в условиях месторождений Вьетнама, в частности: исследована пенообразующая способность комплексных реагентов ПАВ и ингибиторов АСПО. Такие химреагенты обладают рядом положительных качеств: увеличение дебита газлифтных скважин за счет уменьшения плотности газожидкостной смеси (ГЖС), улучшение структуры ГЖС при движении по НКТ, уменьшение удельного расхода газа, снижение вязкости водонефтяных эмульсий и потерь на трение в газлифтных скважинах.

Во второй главе дан анализ режимов работы газлифтного фонда скважин и факторов, влияющих на удельный расход газа, исследованы методы уменьшения удельного расхода газа и эффективность их применения в условиях морских месторождений Вьетнама.

Для выявления факторов, влияющих на работу газлифтных скважин, проведен анализ режимов газлифтных скважин путем группировки скважин в зависимости от дебита жидкости, обводненности. По результатам анализа газлифтные скважины месторождения Белый Тигр разделены на шесть категорий (таблица 1). Из таблицы видно, что газлифтные скважины категорий от 2 до 6 имеют высокий удельный расход (от 160 до 2000 м3/м3), интенсивно образуется АСПО, а также точка ввода газа не достигает рабочего клапана, что приводит к нерентабельности использования энергии при добыче нефти.

Таблица 1 - Результаты анализа режимов работы газлифтных скважин

Категория газлифтных скважин	1	2	3	4	5	6
Число скважин	8	17	19	21	7	20
Средний дебит жидкости, м3/сут	299	99	53	23	16	6
Средняя обводненность, %	20	30	35	40	51	68
Средний удельный расход компримированного газа, м3/м3	80	160	264	434	1500	2000
Глубина ввода газа, м	2247	2574	2856	2875	2843	2819
Глубина расположения нижней мандрели, м	2755	2912	3202	3213	3109	2973
Средняя периодичность депарафинизации, сут	60	45	37	25	20	17

В работе приведен анализ различных факторов, которые влияют на работу газлифтных скважин: пластовое давление; коэффициент продуктивности, обводненность скважинной продукции; расход и точка ввода газа, образование АСПО в газлифтном подъемнике и др. Нефти месторождения Белый Тигр при росте обводненности образуют высоковязкую водонефтяную эмульсию. Замеры вязкости эмульсий нефтей проводились автором при обводненности с 0 до 80% с помощью вискозиметра RV 20. Результаты исследования вязкости нефтей месторождения Белый Тигр представлены в таблице 2. Из результатов исследований ясно, что при росте обводненности от 20 до 65% вязкость скважинной продукции резко возрастает (в 10-20 раз), больше, чем вязкость нефти, особенно при температурах ниже 50оС. Увеличение обводненности скважинной продукции приводит к увеличению относительной скорости газа (vот) в потоке ГЖС, из чего следует, что при этом увеличивается плотность водонефтегазовой смеси. Анализ позволяет утверждать, что с ростом содержания воды в газожидкостном потоке увеличивается vот, причем интенсивность ее повышения возрастает, начиная с обводненности, равной 20%.

Таблица 2 - Результаты исследований вязкости скважинной продукции в зависимости от обводненности и температуры

Температура, оС	Вязкость, мПа. с при обводненности, %
0	10	20	30	40	50	60	65	75	80
80	5	6	8	10	11	12	13	15	13	10
60	5,5	7	9	12	14	16	18	22	19	18
50	6	8	11	14	26	44	53	59	51	46
40	6,4	9	17	19	61	109	143	254	198	157
35	12	21	43	55	181	321	451	672	618	284
30	128	226	293	324	576	751	882	1115	1214	492
26	482	726	911	1121	1383	1561	1656	1783	1564	617

Нефти месторождения Белый Тигр относятся к высокопарафинистым. Содержание парафинов до 25%, температура насыщения нефти парафином составляет 55оС. По данным фактических замеров температура добываемой продукции газлифтных скважин на месторождении Белый Тигр была невысокой, в пределах 28-40оС. При увеличении обводнения и снижении дебита скважины на глубинах от 0 до 1000 м температура газожидкостного потока снижается ниже температуры насыщения нефти парафином. Изучение процесса образования АСПО в лабораторных условиях проводилось по методу «холодного стержня» на приборе «Coaxial Wax Deposition Apparatus». Результаты лабораторных исследований образования АСПО в нефти месторождения Белый Тигр приведены в таблице 3.