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...

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.

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

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

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.

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

У нас нас на проекте тоже ГазЛифт запректирован.

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

Что касается института - в Вартовске вроде контора есть.

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

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

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?.......
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 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.

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.

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.

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.

Мамонт пишет:

Могут возникнуть проблемы с гидратами.

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

wo_bugs пишет:

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

даже меньше .....

Растоффский пишет:

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

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

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

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.

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......

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

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.

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.......

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.

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 .

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.

Ну вот видишь, как только конкретизировал сразу появились ответы.....
Немного от себя:
- Мы (Сахалинская Энергия) качаем...
- 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.

Использование газа для газлифта считается его утилизацией?

Сергей Львович пишет:

Использование газа для газлифта считается его утилизацией?

Сам хорошенько подумай...

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?

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

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?........ То же самое и с газом для газлифта - определенный объем газа просто циркулирует в скважине.....

Растоффский пишет:

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

А если газ для газлифта берётся с соседней скважины?

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............

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

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.

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.

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 . 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.

Redhead пишет:

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

А есть лучше вариант?

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