ОАО «АРКТИКГАЗ». Применение технологии плунжерного лифта с целью удаления накопленной жидкости из скважин Самбургского НГКМ

1.

АРКТИКГ
АЗ
Применение технологии плунжерного
лифта с целью удаления накопленной
жидкости из скважин Самбургского НГКМ
Автор: Ануфриев П.В. - инженер 1 категории отдела
разработки ОАО «АРКТИКГАЗ»
2016
1

2.

Оглавление:
Слайд №
Цель и задачи проекта
Капельное утяжеление. Снижение скорости газового потока
Причина появления капельного утяжеления
Обзор основных способов эксплуатации самозадавливающихся скважин
Преимущества плунжерных подъемных систем
Оборудование плунжерного лифта
Нормальный цикл работы плунжера
Промысловые исследования
Результаты моделирования плунжерного лифта
Экономическая
эффективность
3
...............................................................................................................................................
..................................................
...........................................................................................
4
5
...................
6
....................................................................................
7
...................................................................................................................
8
.............................................................................................................
10
.................................................................................................................................
11
................................................................................
..........................................................................................................................
12
14
Основные
выводы
...........................................................................................................................................................
16
2

3. Цель проекта

Поиск перспективного технологического решения,
позволяющего
эффективно и экономически выгодно удалять накопленную жидкость из
ствола скважин Самбургского НГКМ.
Задачи проекта
Изучение характера накопления пластовой жидкости в стволе скважины;
Анализ
основных
скважин;
способов
эксплуатации
Определение
скважин,
эксплуатация
проблемой выноса жидкости с забоя;
самозадавливающихся
которых
сопровождается
Выбор скважины на роль кандидата для внедрение новой технологии.
3

4. Капельное утяжеление Снижение скорости газового потока

Установившийся поток
Неустановившийся поток
Установившийся поток
Начало
добычи
Скважина
остановлена
Расход
Время
Падение расхода по газу
4

5. Причина появления капельного утяжеления

Поток газа воздействует на каплю, пытаясь вытолкнуть ее наверх.
Под действием СИЛЫ ТЯЖЕСТИ капля стремится к дну скважины.
Vc = 1,593
Сила тяжести
Капля воды
σ1/4(ρжидк.-ρгаз)1/4
ρГаз1/2
Уравнение Тернера
Уравнение Тернера: Расчет скорости потока газа, удерживающей "каплю
жидкости" в неподвижном состоянии;
СКОРОСТЬ ПОТОКА ГАЗА В ТРУБЕ, НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ УДЕРЖАНИЯ
КАПЛИ
В НЕПОДВИЖНОМ СОСТОЯНИИ
Газовый поток
5

6. Обзор основных способов эксплуатации самозадавливающихся скважин

Особенности системы
оптимизации
ШГН
Плунжерный
лифт
Газлифт
Винтовой
насос
ЭЦН
Сифонные
трубки
Максимальная
глубина
скважины, м
4900
5800
4500
3700
4600
6700
Максимальный
расход по
жидкости, м3/сут
950
30
Максимальная
рабочая
температура, °С
280
280
Чувствительность
к давлению газа
на входе
Незначительная
Газ является
источником напора
Необходимость
глушения
Необходимо
глушение
Нет необходимости
Необходимо
глушение
Необходимо
глушение
Необходимо
глушение
Источник энергии
Электроэнергия
Пластовый газ
Компримированн
ый газ
Электроэнергия
Электроэнергия
8000
Плунжерный лифт не
требует:
700
8500
80
Источника
газа высокого
давления как газлифт;
Подвода электроэнергии как
230
200
200
ЭЦН120или другие насосы;
Стоимость до 10 раз
меньше;
преимущество:
НезначительнаяОсновное
Незначительная
Умеренная
Незначительная
Плунжерный лифт можно легко
демонтировать
Нет
2016
необходимости (в
случае
использования
ГНКТ)
Пластовый газ
6

7. Преимущества плунжерных подъемных систем

Панель
солнечных
батарей
Контроллер
Преимущества плунжерных
подъемных систем
Лубрикатор
Ограничитель
Не требуют внешнего источника
питания, используют энергию скважины
Очищают скважины от различных
отложений
Плунжер
Прекрасно подходят для работы
в искривленных скважинах
Работает вплоть до полного истощения
скважины
Пружинаамортизатор
Легкий монтаж и демонтаж
7

8. Оборудование плунжерного лифта

Уменьшение расхода
8

9. Оборудование плунжерного лифта

9

10. Нормальный цикл работы плунжера

Скважина закрыта
Плунжер падает к месту
установки ограничителя
Контроллер открывает
скважину
Контроллер закрывает
скважину
Плунжер поднимается к устью
вместе с жидкостью
Скважина открыта
10

11.

Промысловые
исследования
Скважина 1101 куст №5
Самбургского НГКМ
Режим
Время
18.03.16
00:23
Глубина,
м
Раздел фаз
верхняя фаза
нижняя фаза
газ
газожидкостная
смесь
газ
газожидкостная
смесь
2655.0
газ
газовый
конденсат
2920.7
газовый
конденсат
вода
1208.5
в работающей
скважине
18.03.16
06:54
в
остановленной
скважине
18.03.16
16:49
1566.8
На глубине 2855.8 м отмечается смена
показаний влагомера и резистивиметра по
причине изменения диаметра НКТ (с 89 на 73
мм).
11

12. Результаты моделирования

Моделирование характеристики работы плунжерного лифта на скважине № 2064 СевероУренгойского НГКМ
Сравнение динамики изменения накопленного отбора по газу за сутки с
использованием плунжерного лифта и без применения плунжерного лифта, а
также дебита скважины по газу с использованием плунжерного лифта и без
применения плунжерного лифта
12

13.

Результаты моделирования
Моделирование характеристики работы плунжерного лифта на скважине № 2064 СевероУренгойского НГКМ
Сравнение динамики накопленного отбора по жидкости за сутки с использованием
плунжерного лифта и без применения плунжерного лифта, а также накопленного
отбора по конденсату с использованием плунжерного лифта и без применения
плунжерного лифта
13

14. Экономическая эффективность

Расчет предполагаемой экономической эффективности от внедрения в
скважинах Самбургского НГКМ технологии плунжерного лифта представлен
на примере скважины №1101 куста №5 за первый год эксплуатации.
Предполагается, что:
скважина в этот период работает без продувок в атмосферу (без потери газа)
Накопленный отбор пластового флюида с применением плунжерного лифта
увеличен в 2 раза;
Ежемесячное падения добычи составляет 0,5 %.
Исходные данные
Ед.измерения
Дебит товарного газа
Показатели
тыс.м3/сут
100
т/сут
9
Цена на газ за 1 тыс.м3
руб
1900
Цена на конденсат за 1 т
руб
10200
Стоимость оборудования
млн.руб
5
%
0,5
Себестоимость 1 тыс.м газ
руб
1100
Себестоимость 1 т конденсата
руб
4200
Дебит конденсата
Ежемесячное падение добычи
3
14

15. Экономическая эффективность

Месяцы
Ед.изм
№
1
2
3
4
5
Показатели
2
3
4
тыс.м3
3000
2985
2970
2955
2940 2926 2911 2897 2882 2868 2853 2839
т
270
268,65
267
266
265
263
262
261
259
258
257
256
млн.руб
5,70
5,67
5,64
5,61
5,59
5,56
5,53
5,50
5,48
5,45
5,42
5,39
млн.руб
2,75
2,74
2,73
2,71
2,70
2,69
2,67
2,66
2,65
2,63
2,62
2,61
млн.руб
9,43
4,41
4,39
4,37
4,35
4,32
4,30
4,28
4,26
4,24
4,22
4,20
Затраты на
добычу газа
млн.руб
3,30
3,28
3,27
3,25
3,23
3,22
3,20
3,19
3,17
3,15
3,14
3,12
Затраты добычу
конденсата
млн.руб
1,13
1,13
1,12
1,12
1,11
1,11
1,10
1,09
1,09
1,08
1,08
1,07
Затраты на
оборудование
млн.руб
5
млн.руб
2,64
2,63
2,62
2,61
2,59
2,58
2,57
2,55
2,54
2,53
2,52
2,50
На добычу газа
млн.руб
1,66
1,65
1,64
1,63
1,62
1,62
1,61
1,60
1,59
1,58
1,58
1,57
На добычу
конденсата
млн.руб
0,183
0,182
0,182
0,181
0,180 0,179 0,178 0,177 0,176 0,175 0,174 0,173
Налог на прибыль
млн.руб
0,80
0,80
0,80
0,79
0,79
0,78
0,78
0,78
0,77
0,77
0,76
0,76
1,30
Объем добычи
природного газа
Объем добычи
конденсата
Выручка от
реализации
природного газа
Выручка от
реализации
конденсата
Текущие затраты,
в т.ч.
6
1
Налоги
в т.ч.
5
6
7
8
9
10
11
12
7
Поток денежной
наличности
млн.руб
-3,62
1,37
1,36
1,35
1,35
1,34
1,33
1,33
1,32
1,31
1,31
8
Накопленный поток
денежной наличности
млн.руб
-3,62
-2,26
-0,89
0,46
1,81
3,15
4,49
5,81
7,13
8,45
9,76 11,06
9
Коэффициент
дисконтирования
д.ед.
1
0,988
0,977
0,966
0,954 0,943 0,933 0,922 0,911 0,900 0,890 0,880
млн.руб
-3,62
1,35
1,33
1,31
1,29
1,27
1,24
1,22
1,20
1,18
1,16
млн.руб
-3,62
-2,27
-0,94
0,37
1,65
2,92
4,16
5,39
6,59
7,78
8,94 10,09
10
11
Дисконтированный
поток денежной
наличности
Чистый
дисконтированный
доход
1,15
15

16. Основные выводы

• Для обеспечения стабильной работы скважин необходимо поддерживать такой
технологический режим, при котором на забое не будет скапливаться пластовая
жидкость, либо использовать технологии рационального удаления этой жидкости из
ствола скважины
•В настоящее время режим работы скважин 1101 обеспечивает постепенное
накопление жидкости в стволе скважины, производится ежедневная технологическая
продувка в атмосферу, т.е. происходит безвозвратная потеря природных ресурсов и
загрязнение окружающей среды;
•Показана эффективность применения такой технологии по удалению скопившейся
жидкости с забоя скважин добывающих скважин, как плунжерный лифт. Применение
данной технологии позволит продлить устойчивую работу обводняющихся скважин без
технологических продувок в атмосферу;
• Использование плунжерного лифта позволяет обеспечить стабильную работу
скважины без самозадавливания за счет ограничения объема накапливаемой
жидкости в НКТ.
•Т.к. проектное мероприятие полностью окупает себя в 4 месяцев с принесением
прибыли, то следует рекомендовать данный метод удаления скопившейся жидкости из
ствола добывающих скважин для использования его на скважинах Самбургского НГКМ.
16