Оптимизация газлифтных систем на газоконденсатных скважинах с применением эжекторов и численного моделирования

Abstract

Актуальность определяется необходимостью повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений на поздней стадии, когда падение пластового давления приводит к ретроградной конденсации и снижению продуктивности скважин. Решение этой задачи имеет ключевое значение для продления рентабельного срока эксплуатации активов и максимизации добычи ценных углеводородов. Цель. Сравнительный анализ и количественная оценка технологических показателей (дебита конденсата, удельного расхода газа) трех сценариев газлифтной эксплуатации газоконденсатной скважины: 1) стандартного при неоптимальном расходе рабочего агента; 2) с оптимизированным расходом газа; 3) с применением комбинированной системы «газлифт+эжектор». Методы. Численное моделирование многофазных потоков в системе «пласт-скважина». Результаты и выводы. Построена комплексная гидродинамическая модель типовой газоконденсатной скважины, для которой определен оптимальный расход инжектируемого газа (35 тыс. м³/сут), обеспечивающий максимальный дебит конденсата (45 т/сут). Показано, что эксплуатация при неоптимальном расходе (50 тыс. м³сут) приводит к снижению добычи на 9 %. При интеграции в компоновку скважины двухфазного струйного насоса (эжектора) дебит конденсата при том же оптимальном расходе газа возрастает до 52 т/сут, что на 15 % выше, чем в стандартной оптимизированной системе. Дополнительно установлено снижение удельного расхода газа на 22 %. Сделан вывод, что эффективность эжектора обусловлена созданием дополнительной депрессии на пласт. Таким образом, доказана высокая технологическая и экономическая целесообразность комплексного подхода, сочетающего оптимизацию режима инжекции и применение эжекторных технологий для интенсификации добычи на истощенных месторождениях

Relevance. The need to enhance the development efficiency of late-stage gas-condensate fields, where reservoir pressure decline leads to retrograde condensation and reduced well productivity. Addressing this challenge is crucial for extending the profitable operational life of assets and maximizing the recovery of valuable hydrocarbons. Aim. To conduct a comparative analysis and quantitatively evaluate the key performance indicators (condensate production rate, specific gas consumption) for three gas-lift operation scenarios in a gas-condensate well: 1) standard gas-lift with a non-optimal injection gas flow rate; 2) mode with an optimized gas flow rate; 3) a combined "gas-lift+ejector" system. Methods. Numerical modeling of multiphase flow in the "reservoir-well" system. Results and conclusions. The author has developed a comprehensive hydrodynamic model of a typical gas-condensate well, for which the optimal injection gas flow rate (35000 m³/day) was determined, yielding a maximum condensate production rate (45 t/day). It was shown that operation at a non-optimal flow rate (50000 m³/day) leads to a 9% decrease in production. With the integration of a two-phase jet pump (ejector) into the well completion, the condensate production rate increases to 52 t/day at the same optimal gas flow rate, which is 15% higher than in the standard optimized system. Additionally, a 22% reduction in the specific gas consumption was established. It was concluded that the ejector efficiency is due to the creation of additional drawdown on the reservoir. Thus, the high technological and economic feasibility of the integrated approach, combining injection mode optimization and the application of ejector technologies for production enhancement in depleted fields, was proven