Газлифт

Последнее сообщение
Zorg 597 14
Апр 08

Коллеги, а есть кто на форуме, кто качает нефть газлифтом? Так получилось, что я с этим способом добычи нефти ни разу не сталкивался, но интерес к этой теме существует.
Конкретно интересует:
1) эффективность добычи нефти газлифтом (дороже или дешевле других способов)
2) основные проблемы
3) + любая инфа по теме

Или может кто плунжер-лифтом нефть качает? Расскажите!

Злой 326 15
Апр 08 #1

Zorg пишет:

Конкретно интересует:
1) эффективность добычи нефти газлифтом (дороже или дешевле других способов)
2) основные проблемы

у нас на платформе газлифт стоит... качаем, не жалуемся... нефтя прет. Низкие забойные давления нам не нужны.
основная проблема - запуск скважин после остановки, недостаточно газа на поздних стадиях разработки, когда высокая обводненность, да и газ хранить для этих целей на платформе негде...

Vadim 40 15
Апр 08 #2

Зависит от стоимости газа, например у нас газ почти бесплатно, подается с соседнего газового месторождения, поэтому нам выгодно использовать газлифт.
В нашем случае у нас основная проблема падение давления в газопроводе так как газ идет напрямую с газовых скважин на нефтяные. В дальнейшем планируем использовать компрессор для поддержания давления и обратной закачки.
А так по сравнению с качалками намного эффективнее.

Zorg 597 14
Апр 08 #3

Спасибо за информацию! smile.gif
Злой, раз ты на платформе, все газлифтное оборудование наверное иностранное? Бейкер?
Вадим, мандрели, клапана, геофизическое оборудование для монтажа/демонтажа клапанов, чье? В смысле РФ или иностранное?

Каким софтом пользуетесь для дизайна?

Redhead 144 15
Апр 08 #4

А разве газлифтом еще где то пользуются??? вроде он себя показал не с лутшей стороны.

Rasty 219 14
Апр 08 #5

Redhead пишет:

А разве газлифтом еще где то пользуются??? вроде он себя показал не с лутшей стороны.

Там где надо быстренько капусты нарубить...супердебиты гарантированны, правда по жидкости а не нефти
Никогда газлифт не был эффективнее ШГН, никогда - малодебитка нерентабельна, а затраты в обустройство просто колоссальные + прекрасные условия для солеотложений и АСПО

weldsv 101 15
Апр 08 #6

Газлифт применяется при достаточно высоком газовом факторе (по моему 500scf/bbl, когда в механических подъемниках возникают проблемы типа кавитации и подобное), при возможном аброзивном воздействии среды на части насосов, при сильном искривлении ствола. У нас стоит Ariel дожимает газ после первой ступени сепарации, часть на экспорт часть в газлифт. У нас стоят качалки, газлифт, ЭЦН сложно сравнивать не сравниваемое, для каждого способа есть определенные границы, недостатки, приемущества.

weldsv 101 15
Апр 08 #7

По поводу ограничений при выборе способа эксплуатации скважин коротко и доходчиво можно почитать в Нефтегазовом обозрении (Slb) в весеннем номере 2000 года статья - Artificial Lift for High-Volume Production

Zorg 597 14
Апр 08 #8

Всем большое спасибо еще раз.
Хотелось бы узнать поподробнее:
1) кто производит в РФ оборудование для газлифта (if any?). На западе производители хорошо известны.
2) когда все скважины работают в режиме, в системе циркулирует один и тот же объем газа? Или надо постоянно подкачивать извне.
3) отличается ли в плане надежности западное оборудование (клапана, мандрели) от РФ (если в РФ его делают вообще)
4) кто из наших институтов проектирует газлифт?

Растоффский 408 15
Апр 08 #9

У нас нас на проекте тоже ГазЛифт запректирован.

№2 - Куда дел растворенный в нефти каз?smile.gif Докачивать газ не придется, даже наоборот придется часть газа утилизировать/экспортировать.

Что касается института - в Вартовске вроде контора есть.

Rasty 219 14
Апр 08 #10

Когда проектируется газлифт не следует забывать заложить в проект УКПГ и компрессорную станцию...

Zorg 597 14
Апр 08 #11

УКПГ, компрессорная станция - большие капзатраты
Зато потом:
1) нет смен ЭЦН раз в n месяцев (n у каждого свое конечно, но бывает и раз в 2-3 месяца)
2) нет проблем с газом на приеме насоса
3) нет проблем с мех примесями
4) нет проблем с исследованием - манометр можно спустить, можно профиль прописать.

Конечно есть:
5) затраты на работу УКПГ и компрессоров (электричество+обслуживание)
6) затраты на монтаж/ревизию скважинного оборудования

Но, возможно, что при большом капексе, опекс существенно меньше чем у ЭЦН? В результате NPV у газлифта может и повыше будет?

Rasty 219 14
Апр 08 #12

Вы правы, но при условии удержания рентабельного дебита скважины...удельного расхода газа на добычу 1 тонны нефти, с ростом обводненности доходность резко начнет падать

Растоффский 408 15
Апр 08 #13

Rasty пишет:

Вы правы, но при условии удержания рентабельного дебита скважины...удельного расхода газа на добычу 1 тонны нефти, с ростом обводненности доходность резко начнет падать

А при использовании ЭЦН этих проблем нет что ли?.......smile.gif
Скажу так - при наземных условиях эксплуатации скуажин, где Кап. Затраты на монтаж системы подачи газа к скважинам огромны есть смысл спорить о выгоде того или иного метода, но в условиях платформы у газлифта неоспоримые преимущества, и самое главное что практически на любой платформе уже есть компрессор а то и несколько.

Zorg 597 14
Апр 08 #14

Я наверное буду считать разные мех способы на индивидуальном проекте.

2 Растоффский
Кстати как производится обоснование выбора того или иного способа экслуатации при написании группового или индивидуального проекта? Я посмотрел пару проектов - везде ЭЦН. То бишь, нужно ли все способы сравнивать или достаточно взять ЭЦН, посчитать для него, и если все ок, то и тормознуться на этом?

Мамонт 253 14
Апр 08 #15

Zorg пишет:

УКПГ, компрессорная станция - большие капзатраты
Зато потом:
1) нет смен ЭЦН раз в n месяцев (n у каждого свое конечно, но бывает и раз в 2-3 месяца)
2) нет проблем с газом на приеме насоса
3) нет проблем с мех примесями
4) нет проблем с исследованием - манометр можно спустить, можно профиль прописать.

Конечно есть:
5) затраты на работу УКПГ и компрессоров (электричество+обслуживание)
6) затраты на монтаж/ревизию скважинного оборудования

Но, возможно, что при большом капексе, опекс существенно меньше чем у ЭЦН? В результате NPV у газлифта может и повыше будет?

Могут возникнуть проблемы с гидратами.

dadyda 174 15
Апр 08 #16

Мамонт пишет:

Могут возникнуть проблемы с гидратами.


Если газ брать из выше-, нижележаших газовых пластов, то возможность образования газогидрата будет мала, так как газ находиться при пластовых условиях. И компрессорную станцию строить не придеться.

Вообще, газлифт, кроме шельфовых месторждений и месторождений с газовыми пропластками, стоит применять на газоконденсатных месторождениях с большой оторочкой нефти (по типу Уренгойского, где оторочка почти 1 млрд.т нефти). Но тут возникает проблема с системой сбора, хотя и она решаема.

wo_bugs 169 15
Апр 08 #17

Zorg пишет:

УКПГ, компрессорная станция - большие капзатраты
Зато потом:
1) нет смен ЭЦН раз в n месяцев (n у каждого свое конечно, но бывает и раз в 2-3 месяца)
2) нет проблем с газом на приеме насоса
3) нет проблем с мех примесями
4) нет проблем с исследованием - манометр можно спустить, можно профиль прописать.

Конечно есть:
5) затраты на работу УКПГ и компрессоров (электричество+обслуживание)
6) затраты на монтаж/ревизию скважинного оборудования

Но, возможно, что при большом капексе, опекс существенно меньше чем у ЭЦН? В результате NPV у газлифта может и повыше будет?


Ты собираешься учитывать риски связанные с поверхностными трубопроводами под давлением? Условно говоря есть ли у тебя протяженность трубопроводов? Рабочее давление? Какой климатический регион будешь рассматривать, если говорить о возможном размерзании трубы?
Растоффскому-то классно, у него от компресорной станции до устья сотня-две метров.

Растоффский 408 15
Апр 08 #18

Zorg пишет:

Я наверное буду считать разные мех способы на индивидуальном проекте.

2 Растоффский
Кстати как производится обоснование выбора того или иного способа экслуатации при написании группового или индивидуального проекта? Я посмотрел пару проектов - везде ЭЦН. То бишь, нужно ли все способы сравнивать или достаточно взять ЭЦН, посчитать для него, и если все ок, то и тормознуться на этом?

У нас в компании все делалось по стандартам Шелл. То есть использовался т.н глобальный Well Delivery Processs. На начальном этапе рассматривались абсолютно все способы механизированной добычи которые возможно применить в условиях платформы и нашего местрождения, а потом, после анадиза, выбирался один. Безусловно, экономические показатели являлись одним из самых главных критерив, но не единственными. Учитывалось все - начиная от погодных условий и заканчивая Российским законодательством в области импорта иностранного оборудования, времени доставки и другой лабуды. В итоге Газ Лифт стал самым выгодным способом для условий нашего проекта.

Растоффский 408 15
Апр 08 #19

Мамонт пишет:

Могут возникнуть проблемы с гидратами.

При правильном проектировании гидраты не являются проблемой!!!!!!

Растоффский 408 15
Апр 08 #20

wo_bugs пишет:

Растоффскому-то классно, у него от компресорной станции до устья сотня-две метров.

smile.gif даже меньше .....smile.gif

wo_bugs 169 15
Апр 08 #21

Растоффский пишет:

При правильном проектировании гидраты не являются проблемой!!!!!!

В стране, где так хорошо разбавляют воду спиртом, вообще про гидраты речи идти не может laugh.giflaugh.giflaugh.gif

weldsv 101 15
Апр 08 #22

У меня после курсов остался диск с материалами если интересно могу куда нибудь залить курс от PetroSkills - Gas-Lift Course.

Zorg 597 14
Апр 08 #23

Было бы интересно почитать, если можно выслать архивами, вышли, пожалуйста, на адрес внизу:
zorgpost@gmail.com

Тут люди выкладывали файл на рапидшаре или еще куда-нибудь и давали потом ссылку для скачивания. Можно так.

Как вообще курсы на петроскилс? Стоят того, чтобы ехать в штаты?

weldsv 101 15
Апр 08 #24

Курсы классные, правда я не в Штатах был, по газлифту в Эмиратах, а по продакшену в Лондоне везде инструктора были мужики с 20-30 годами опыта именно по профилю. А выложу недельки через три, когда с поля приеду.

Растоффский 408 15
Июл 08 #25

weldsv пишет:

У меня после курсов остался диск с материалами если интересно могу куда нибудь залить курс от PetroSkills - Gas-Lift Course.

Если диск еще остался, то залей........буду очень благодарен......

Plenoff 107 15
Июл 08 #26

И я бы тоже был благодарен, так, для общего развития... :-)

Кекс 7 13
Апр 09 #27

Народ, так я не понял, тут есть кто нибудь, кто работает с газлифтом?
А то пришлось столкнуться и сразу появились вопросы.
Если у кого есть какая инфа, буду благодарен.

Растоффский 408 15
Апр 09 #28

Дык ты вопросы сначала сформулируй...... А то сие послание звучит как "поди туда, не знаю куда, принеси то, не знаю что"....... Газ-Лифт то тема достаточно объемная.......

Кекс 7 13
Апр 09 #29

Дык для начала хотелось узнать есть тут кто, кто качает нефть газлифтом.
Каким софтом пользуются для расчета оборудования и оптимизации работы газлитного подъемника?
На некоторых скважинах с небольшим расходом газа после регулирующего клапана образуются гидрат, как с этим бороться?
Не проводя исследования РиТ, как можно определить работу клапанов?
И тут прочитал, что информацией делились. Был бы тоже очень благодарен, еслиб поделились.

Zorg 597 14
Апр 09 #30

Кекс пишет:

Дык для начала хотелось узнать есть тут кто, кто качает нефть газлифтом.
Каким софтом пользуются для расчета оборудования и оптимизации работы газлитного подъемника?
На некоторых скважинах с небольшим расходом газа после регулирующего клапана образуются гидрат, как с этим бороться?
Не проводя исследования РиТ, как можно определить работу клапанов?
И тут прочитал, что информацией делились. Был бы тоже очень благодарен, еслиб поделились.


1. Софт для дизайна и оптимизации газ лифта:
wellflo
perform
prosper

2. Информацией так и не поделились ((

Alexey S 567 13
Апр 09 #31

To Zorg
Газлифт - это вещь в себе. Есть 2 больших минуса газлифта. Первый - это офигенные Капексы. Второй - это вопрос, куда девать газ попутный газ, которого будет все больше и больше, если утилизация, по российским нормам, должна быть 95%. У Растоффского все замечательно, но там и свойства пласта и нефти такие, что газлифт там действительно неплохо подходит (я так думаю, что больше по рискам, связанных с добычей, а не с точки зрения эффективности).
Если у вас есть малодебитные скважины и вы не знаете что с ними делать, то, в качестве альтернативы, можно попробовать поработать со струйными насосами. Они себя очень неплохо показали, например в Мегионе.

То dadyda
Вы писали, что для Уренгойских оторочек газлифт подходит как нельзя лучше. Но сейчас ситуация такая, что на некоторых скважинах уже стоят ЭЦНы и их количество планируют увеличить. Как вы понимаете, не от хорошей жизни wink.gif .

То Кекс
Для моделирования добычи нефти с использованием газлифта лучше использовать программы, которые позволяют работать с сетевыми моделями сбора, потому что, если схема сбора кустовая, то на одиночных моделях скважин нельзя будет увидеть эффекты взаимодействия скважин друг на друга как в кустах, так и при работе кустов совместно.
А для проверки работы клапанов возможно использовать детальную модель скважины и просто сравнить фактические и модельные параметры.

Растоффский 408 15
Апр 09 #32

Ну вот видишь, как только конкретизировал сразу появились ответы.....
Немного от себя:
- Мы (Сахалинская Энергия) качаем...smile.gif
- Капитальные затраты - это недостаток газлифта на оншорных месторождениях. На платформах все проще - компрессор, а то и несколько уже стоят, расстояния между скважинами небольшие.
- По поводу софта - есть очень неплохой софт разработанный Шелл - WinGLUE называется. До недавнего времени он был недоступен для других компаний. Но буквально с месяц-два назад была выпущена версия для коммерческого распространения. Эксон уже взял несколько лицензий. Компания, которая разработала софт называется AppSmith. Прога сделана так, что данные в виде Lift Curves легко могут быть экспортированы в IPM и MoRES (Шелловский аналог эклипса) для последующего апдейта всей модели системы добычи.
- Гидратообразование должно быть и может быть смоделировано......Сам пока не занимался, но результаты видел. Исходя из резултатов моделирования и технологических возможностей подбираешь давление и дебиты закачки. Ну и как вариант (у нас он возможен) можно заложить предварительную осушку газа или использование гликоля.

To Alexey_S:
КПД у ГазЛифта в идеале побольше чем у ЭЦН. Так что насчет эффективности готов поспорить. А так в целом согласен - основная фишка ГазЛифта это его гибкость и надежность по сравнению с УЭЦН.

Сергей Львович 35 13
Апр 09 #33

Использование газа для газлифта считается его утилизацией?

Растоффский 408 15
Апр 09 #34

Сергей Львович пишет:

Использование газа для газлифта считается его утилизацией?

Сам хорошенько подумай...smile.gif

Сергей Львович 35 13
Апр 09 #35

С одной стороны, добытый газ для чего-то используется, значит - утилизация. Но ведь товарного продукта не получается - значит, не утилизация.
Как на самом деле получается?

Кекс 7 13
Апр 09 #36

Вот и я с недавнего времени начал качать газлифтом.
Для моделирования используем WELLFLO.
Может у кого руководство пользователя завалялось?

Растоффский 408 15
Апр 09 #37

Сергей Львович пишет:

С одной стороны, добытый газ для чего-то используется, значит - утилизация. Но ведь товарного продукта не получается - значит, не утилизация.
Как на самом деле получается?

К чему относят нефть которая идет на заполнение нефтепровода?........smile.gif То же самое и с газом для газлифта - определенный объем газа просто циркулирует в скважине.....

Сергей Львович 35 13
Апр 09 #38

Растоффский пишет:

К чему относят нефть которая идет на заполнение нефтепровода?........smile.gif То же самое и с газом для газлифта - определенный объем газа просто циркулирует в скважине.....


А если газ для газлифта берётся с соседней скважины?

Растоффский 408 15
Апр 09 #39

Сергей Львович пишет:

А если газ для газлифта берётся с соседней скважины?

Узко мыслите.......газ берется из СИСТЕМЫ сбора скважинной продукции.......при газлифте нельзя рассматривать скважину как отдельный элемент....как впрочем и при любом другоим методе механизированной добычи............

Apokalypsis 7 13
Июл 09 #40

Господа, есть инфа по плунжерным лифтам.
а) где купить
б) схема обвязки устья

weldsv 101 15
Сен 09 #41

Обещал год назад, только руки дошли. Курс -http://www.4shared.com/account/dir/6889070/91a70f58/sharing.html?rnd=59 , ести еще в бумаге много дополнительного материала к этим курсом. Будет время отсканю. Не у кого нет книги Gas lift manual от Gabor Takacs последняя что опубликовалась по газлифту насколько я знаю.

Тихий 6 13
Сен 09 #42

Zorg пишет:

УКПГ, компрессорная станция - большие капзатраты
Зато потом:
1) нет смен ЭЦН раз в n месяцев (n у каждого свое конечно, но бывает и раз в 2-3 месяца)
2) нет проблем с газом на приеме насоса
3) нет проблем с мех примесями
4) нет проблем с исследованием - манометр можно спустить, можно профиль прописать.

Конечно есть:
5) затраты на работу УКПГ и компрессоров (электричество+обслуживание)
6) затраты на монтаж/ревизию скважинного оборудования

Но, возможно, что при большом капексе, опекс существенно меньше чем у ЭЦН? В результате NPV у газлифта может и повыше будет?

Г/л эксплуатируем скважины очень давно. С 2002 года г/л компрессорный. Из-за нехватки г/л газа и недостаточного давления компрессора много скважин перевели на УЭЦН. Остались глубокие скважины с низким Рзаб, высоким ГФ и высокой обводненностью, тобто те, где альтернативы г/л нет. Рассчет г/л делает наш НИИ. Сильфонных клапанов типа 5Г-25 почти не осталось, используем свою конструкцию. Наши клапана схожи с КУ-25. А с исследованиями проблемы как раз большие. Скважины работают при наших условиях в пульсирующем режиме. Даже утяжеленные манометры выбрасывает очень часто. Читал мысль, что у г/л КПД выше чем у УЭЦН-не правда. В любой литературе найдете цифру максимум до 15 %. После ремонта запускать скважины при наших условиях проблематично-почти всегда проводим с подачей легкой нефти. Но обращаю внимание на то, что ряд скважин, при наших условиях, эксплуатировать с сохранением дебита жидкости другим способом невозможно.

Alexey S 567 13
Сен 09 #43

Тихий пишет:

Г/л эксплуатируем скважины очень давно. С 2002 года г/л компрессорный. Из-за нехватки г/л газа и недостаточного давления компрессора много скважин перевели на УЭЦН. Остались глубокие скважины с низким Рзаб, высоким ГФ и высокой обводненностью, тобто те, где альтернативы г/л нет. Рассчет г/л делает наш НИИ. Сильфонных клапанов типа 5Г-25 почти не осталось, используем свою конструкцию. Наши клапана схожи с КУ-25. А с исследованиями проблемы как раз большие. Скважины работают при наших условиях в пульсирующем режиме. Даже утяжеленные манометры выбрасывает очень часто. Читал мысль, что у г/л КПД выше чем у УЭЦН-не правда. В любой литературе найдете цифру максимум до 15 %. После ремонта запускать скважины при наших условиях проблематично-почти всегда проводим с подачей легкой нефти. Но обращаю внимание на то, что ряд скважин, при наших условиях, эксплуатировать с сохранением дебита жидкости другим способом невозможно.

На мой взгляд на Самотлоре основная проблема - это проблема выбора системы разработки. Там их столько, что черт ногу сломит smile.gif. И газлифт там пробовали на опытном участке (который опытным и остался). Вроде там газ хотели из газовой шапки добывать и на основе этого газлифтные скважины питать.
Но, опять же, на мой взгляд переходить с газлифта на ЭЦН - это тоже не выход. С использованием ЭЦН свой гемморой. Теоретически можно "поиграться" и понастраивать режимы работы скважин и системы сбора и уже на основе этих цифр решать о переводе скважин на ЭЦН или просто о смене режимов. Потому что совместная работа скважин с ЭЦН и с газлифтом в одну систему сбора - это довольно интересная смесь и ЭЦН'ы могут банально "пережимать" газлифтные скважины.

Rustem Yakhin 16 8
Окт 15 #44

Redhead пишет:
А разве газлифтом еще где то пользуются??? вроде он себя показал не с лутшей стороны.

А есть лучше вариант?

MironovEP 2088 13
Окт 15 #45

не работал с газлифтом. но представляется что спустить насосы типа REDA с большим ГФ, который при правильном подборе работает годами будет проще чем постоянно разбираться и с наземкой и подземными проблемами

Go to top