Для отримання високих значень поточного видобутку газу і кінцевого коефіцієнта газовилучення з родовищ за водонапірного режиму необхідно забезпечити повне і безперервне винесення рідини з вибою на поверхню. Ефективним методом інтенсифікації роботи обводнених газових свердловин і продовження періоду їх природного фонтанування є застосування плунжерного піднімача. Мета дослідження – обґрунтування області ефективного застосування плунжерного піднімача для інтенсифікації винесення рідини з обводнених газових свердловин із використанням власної енергії пластового газу залежно від величини водного фактора. Поставлені завдання вирішувалися шляхом проведення досліджень на гіпотетичній (модельній) обводненій газовій свердловині з використанням методів математичного моделювання. Запропонована математична модель роботи плунжерного піднімача апробована для умов гіпотетичної газової свердловини за різних значень водного фактора від 0 до 125 л/тис.м3. Для розглянутої свердловини область ефективного застосування плунжерного піднімача обмежується значеннями водного фактора 12-41 л/тис.м3. Згідно з результатами досліджень обґрунтовано максимальне значення ширину зазору між тілом плунжера і стінкою насосно-компресорних труб, яка не повинна перевищувати 0,0025 м. Розроблена математична модель роботи плунжерного піднімача в обводненій газовій свердловині, яка включає вибір області його ефективного застосування і максимального значення ширини зазору між тілом плунжера й стінкою насосно-компресорних труб, дає можливість забезпечити стабільну роботу обводнених газових свердловин із підвищеним дебітом газу завдяки використанню власної енергії пластового газу і продовжити фонтанний період експлуатації свердловин. У результаті на практиці підвищується поточний видобуток газу і кінцевий коефіцієнт газовилучення з родовища
Отримано 31.05.2024
Доопрацьовано 30.09.2024
Прийнято 29.11.2024
[1] Burns, M. (2018). Plunger-assisted gas lift and gas-assisted plunger lift. In SPE artificial lift conference and exhibition – Americas (article number SPE-190937-MS). Woodlands: SPE. doi: 10.2118/190937-MS.
[2] Cope, B., & Gilmore, D. (2023). Case study: Gas lift-plunger lift combination creates full life cycle production solution. Journal of Petroleum Technology, 75(10), 49-53. doi: 10.2118/1023-0049-JPT.
[3] Hashmi, G.M., Hasan, A.R., & Kabir, C.S. (2016). Design of plunger lift for gas wells. In SPE artificial lift conference and exhibition – Americas (article number SPE-181220-MS). Woodlands: SPE. doi: 10.2118/181220-MS.
[4] Kondrat, R., & Matiishyn, L. (2022). Improving the efficiency of production wells at the final stage of gas field development. Mining of Mineral Deposits, 16(2), 1-6. doi: 10.33271/mining16.02.001.
[5] Kondrat, R., Dremliukh, N., & Uhrynovskyi, A. (2017). Study of foam formation process with use of water solutions of foam-forming PAIRS and foam stabilizers. Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu, 3, 20-26.
[6] Lea, J.F., & Nickens, H.V. (2004). Solving gas-well liquid-loading problems. Journal of Petroleum Technology, 56(4), 30-36. doi: 10.2118/72092-JPT.
[7] Marques De Jesus, J.J., & Simonelli, G. (2018). Conventional plunger lift designusing Excel. American Journal of Engineering Research, 7(10), 255-263.
[8] Matkivskyi, S., & Khaidarova, L. (2021). Increasing the productivity of gas wells in conditions of high water factors. In SPE Eastern Europe subsurface conference (article number SPE-208564-MS). Kyiv: Hilton Kyiv. doi: 10.2118/208564-MS.
[9] Matkivskyi, S., Kondrat, O., & Burachok, O. (2021). Investigation of the influence of the carbon dioxide (CO2) injection rate on the activity of the water pressure system during gas condensate fields development. E3S Web of Conferences, 230, article number 01011. doi: 10.1051/e3sconf/202123001011.
[10] Nguyen, T. (2020). Plunger lift. In Artificial lift methods. Petroleum engineering (pp. 279-316). Cham: Springer. doi: 10.1007/978-3-030-40720-9_6.
[11] Nurkas, Z. (2020). Case study: Plunger lift application doubled oil production. In SPE annual Caspian technical conference (article number SPE-202524-MS). Virtual: SPE. doi: 10.2118/202524-MS.
[12] Nurkas, Z., & Khabibuyev, K. (2020). Plunger lift system case studies in Kazakhstan. In SPE petroleum technology conference (article number SPE-201877-MS). Virtual: SPE. doi: 10.2118/201877-MS.
[13] Olszak, E., Yoho, M., Greaser, R., Srivastava, R., Lanke, R., Moffett, R., Chan, S.C., Dabrowski, D., Pond, B., & Hingerl, F. (2022). Case study: Plunger lift optimization leveraging physics-assisted AI and the impact on greenhouse gas emissions reductions. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-210222-MS). Houston: George R. Brown Convention Center. doi: 10.2118/210222-MS.
[14] Pan, D. (2017). Investigation of plunger rise velocity and liquid fall back in plunger lift of vertical gas wells. (Master thesis, University of Tulsa, Tulsa, United States).
[15] Rahmati, E., Moffett, R.E., Pond, C.B., & Hingerl, F.F. (2022). A data-driven approach to predict critical gas flow rate in gas wells. In SPE artificial lift conference and exhibition – Americas (article number SPE-209745-MS). Galveston: SPE. doi: 10.2118/209745-MS.
[16] Rajvanshi, S., Nischal, R., Prasad, B.V.R.V., Yadav, M.P., Kumar, A., Gaur, D.P., Sethi, D., & Aman, S. (2023). A mathematical modelling of the plunger lift considering effects of fluid friction and plunger travel velocity. In Gas & oil technology showcase and conference (article number SPE-214043-MS). Dubai: SPE. doi: 10.2118/214043-MS.
[17] Sayman, O., Pereyra, E., & Sarica, C. (2021). Comprehensive fall velocity study on continuous flow plungers. SPE Production & Operations, 36(3), 604-623. doi: 10.2118/201139-PA.
[18] Sayman, O., Pereyra, E., & Sarica, C. (2022). Application of a mechanistic PAGL simulation tool to San Juan field operations. In SPE artificial lift conference and exhibition – Americas (article number SPE-209760-MS). Galveston: SPE. doi: 10.2118/209760-MS.
[19] Sayman, O., Pereyra, E., & Sarica, C. (2020). Hydrodynamics of continuous flow plunger lift. In SPE annual technical conference and exhibition (article number SPE-201639-MS). Virtual: SPE. doi: 10.2118/201639-MS.
[20] Wang, Z., Guo, L., Zhu, S., & Nydal, O.J. (2017). Prediction of the critical gas velocity of liquid unloading in a horizontal gas well. SPE Journal, 23(2), 328-345. doi: 10.2118/189439-PA.