Исследование термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств флюидов

Окунев, Денис Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств флюидов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств флюидов"

На правах рукописи УДК 665 л 1 т

003053245

ОКУНЕВ ДЕНИС ВИКТОРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С УЧЁТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ФЛЮИДОВ (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГОГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ)

Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2007

003053245

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

И.Т. Мищенко

Официальные оппоненты

доктор технических наук Казаков А.А. кандидат технических наук Кузьмичёв Н.Д.

Ведущая организация Научно-исследовательский и проектный

институт «ВолгоградНИПИморнефть»

Защита диссертации состоится » 2007 г. в 15 часов в

ауд '/3/ на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991. Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, а также на сайте www.gubkin.ru.

Автореферат разослан « ^ -»¿р&^&Ж? 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н. . ------—_ Сомов Б.Е.

с;:<,___ "

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

По мере истощения сравнительно легко извлекаемых запасов нефти в мире и увеличения спроса нефти на международном рынке перед нефтяными компаниями встает задача: как обеспечить спрос предложениями. В связи с тем, что огромные запасы нефти в мире становятся все более трудно извлекаемыми, - для их добычи требуются значительные затраты энергии и материальных ресурсов. В связи с этим необходимы поиски методов повышения эффективности добычи нефти за счёт прогрессивных технологических процессов, снижения энергоемкости производства и повышения точности расчёта всех элементов добывающей системы.

Добывающая система состоит из различных элементов, законы работы которых существенно различаются и исследование такой системы представляет сложную задачу. Работа этой системы характеризуется изменением давления, температуры и свойств добываемой продукции не только за счёт фазовых превращений её, но и за счёт особенностей гидродинамических характеристик. Термобарические условия работы добывающих скважин весьма многообразны и разнообразны, а эффективность процесса добычи нефти в решающей степени определяется именно термобарическими условиями.

Закономерности изменения давления и температуры в различных элементах системы, а также свойств добываемой продукции, определяют энергетическую эффективность всего процесса добычи нефти, и в связи с этим исследование термобарических условий работы добывающих скважин является актуальной задачей.

Современные технические средства добычи нефти, обладая высокими параметрами по объёму добываемой нефти и создаваемому давлению, в значительной степени сократили возможности приборного определения

важнейших технологических характеристик работающих скважин.

В этих условиях расчётные методы распределения давления и температуры в

различных элементах системы: подъёмник, затрубное пространство, интервал «забой - приём погружного оборудования» становятся первостепенными.

Исходя из вышеизложенного, становится понятной актуальность исследования термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств продукции, выполненного на примере нефтяных месторождений Волгоградской области, одним из наиболее интересных среди которых является Памятно-Сасовское.

Цели диссертационной работы

1. Анализ существующих основных методов расчёта распределения давления в подъёмниках добывающих скважин, их классификация и оценка точности расчётов с их использованием в сравнении с экспериментальными данными конкретных месторождений.

2. Разработка комплексной методики расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы: подъёмник, затрубное пространство, интервал «забой-приём погружного оборудования»-

3. Исследование температурных режимов работы добывающих скважин Памятно-Сасовского месторождения и получение зависимости для расчёта распределения температуры по глубине скважины.

4. Разработка методики расчёта основных свойств пластовой нефти, учитывающей содержание метана в составе нефтяного газа более 60%.

Основные задачи исследований

1. На основании анализа методов расчёта распределения давления в подъёмниках и истинного газосодержания выбор наиболее точных из них с разработкой комплексной методики расчёта распределения давления в различных элементах системы для месторождений Волгоградской области.

2. Анализ характера распределения температуры на месторождениях Волгоградской области по результатам экспериментальных исследований,

установление причины изменения градиента температуры по длине подъёмника и получение зависимости для расчёта температуры при двухинтервальном её изменении.

3. Сбор, обработка и обобщение справочных данных по свойствам нефтей с содержанием в выделившемся газе более 60% метана, что связано с ограничениями известных методов расчёта свойств нефти.

4. Разработка универсальной методики расчёта основных свойств нефтей без ограничения содержания метана в выделяющемся газе.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения данных литературных источников и проведения многочисленных промысловых исследований. Использованы методы статистики, а также положения гидродинамики газожидкостных смесей и термодинамики. Зависимости, использованные и полученные в работе, доведены до алгоритмического описания с расчётами при помощи программ для персональных ЭВМ Excel и MathCad.

Научная новизна работы

1. Впервые составлена комплексная методика расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы, в том числе и по результатам измерения динамического уровня, а также с учётом накопления или ненакопления воды в интервале «забой-приём погружного оборудования».

2. На основании обобщения и обработки экспериментального материала по термобарическим условиям работы добывающих скважин Волгоградской области получены новые зависимости для расчёта распределения температуры по длине скважины, учитывающие фазовые превращения в процессе движения флюидов в скважине.

3. Впервые разработана методика расчёта основных свойств нефти и газа

при изменении термобарических условий по длине подъёмника, которая не накладывает ограничений на состав выделяющегося из нефти газа (все известные методики пригодны для нефтей, в составе которых выделяющийся газ содержит не более 60% метана).

Практическая значимость

1. Пользуясь разработанными в диссертации методиками, возможно решение ряда важнейших промысловых задач: оптимизация работы подъёмников, погружного оборудования и различных элементов системы сбора и подготовки нефти с учётом изменяющихся свойств нефти и газа при изменении давления и температуры.

2. Возможность расчёта основных свойств пластовой нефти и газа с достаточной точностью без ограничения в составе растворённого газа метана.

3. Возможность по результатам измерения динамического уровня рассчитывать на любой момент времени забойное (пластовое) давление и строить карты изобар с целью использования их в управлении процессом выработки запасов.

4. Возможность расчёта распределения давления и температуры в любом элементе добывающей скважины с целью оценки энергетической эффективности работы данного элемента.

Апробаиия работы В период 2005 - 2006 годов на различных месторождениях Волгоградской области проведены опытные работы по оценке применимости разработанных в диссертации методик, в результате которых установлена точность расчёта давления (средняя ошибка составляет 2,4%), температуры (средняя ошибка составляет 2,8%), а также свойств пластовой нефти и газа.

Основные результаты работы были представлены на конкурсах на лучшую научно-техническую разработку молодых учёных и специалистов НК

«ЛУКОЙЛ» (2003, 2004 и 2005 годы), а также докладывались на научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (в 2004,2005 н 2006 годы).

Публикации

Содержание диссертации опубликовано в 4 статьях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав и выводов результатов работы. Объем диссертационной работы составляет 162 страницы, в том числе 54 рисунка и 17 таблиц. Список литературы включает 59 источников.

Выражаю глубокую благодарность научному руководителю, заведующему кафедрой РиЭНМ, действительному члену РАЕН, профессору, д.т.н., И.Т. Мищенко за ряд ценных идей использованных в работе, за особое постоянное внимание к работе и неоценимую поддержку, своевременные советы и наставления. Автор выражает искреннюю признательность работникам кафедры за обсуждение работы на заседаниях кафедры, высказанные пожелания и рекомендации.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, указаны методы решения поставленных задач и научная новизна, приведены основные результаты работы.

В первой главе представлен анализ литературных источников по теме диссертационной работы, проведён анализ н классификация основных методов расчёта распределения давления вдоль подъёмника, а также в затрубном пространстве

Решение многих промысловых задач при добыче нефти связано со знанием характера распределения давления по длине подъёмника. Экспериментальное

исследование давления в скважинах является весьма дорогостоящей операцией, требует определённого времени и квалифицированного персонала.

Существует большое количество методов расчёта распределения давления по длине подъемника и выбор одного из них для конкретного месторождения представляет серьёзную задачу. Существующие методы расчёта распределения давления могут быть классифицированы на базе двух принципиальных моделей течения ГЖС: модели гомогенного течения и модели раздельного течения. Подбор и применение адекватного метода расчёта на промысле позволяет существенно сократить материальные затраты на проведение исследований, а также получить требуемые результаты оперативно, без больших затрат времени. При этом задача решается выбором наиболее точного для конкретных условий месторождения метода, что, по сути требует перебора известных расчётных методов.

На основе имеющегося экспериментального материала по скважинам Волгоградской области, а именно Памятно-Сасовского месторождения и большого количества расчётов по изложенным в диссертации методам было установлено, что наиболее точным является метод, разработанный в РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина В.Г. Гроном. С использованием данного метода были проведены расчёты распределения давления, которые показали, что погрешность расчёта изменяется от 0,2% до 5,6%, составляя в среднем, величину 2,4 %. Это свидетельствует о высокой точности данного расчётного метода. На рис.1 в качестве примера представлено графическое сопоставление результатов расчёта и эксперимента по скважине 8 Платовской, Памятно-Сасовского месторождения. В данном случае погрешность расчёта давления у башмака фонтанных труб составляет 2,9%, что приемлемо в практической деятельности при разработке нефтяных месторождений и эксплуатации скважин.

На базе независимых экспериментов проведённых в скв. № 586 Ромашкинского месторождения, произведена оценка точности известных методов расчёта распределения давления в затрубном пространстве добываю-

Давление, МПа

5 10 15 20 25

0 500

I | 1000

i 2

' L_

1500 2000 2500 3000

-ш- Замеренное давление -расчётное распределение давления

Рис. 1. Сопоставление результатов расчета распределения давления и эксперимента. Скважина 8 Платовская

щих нефтяных скважин. В затрубное пространство скважины через планшайбу специальной конструкции спускали глубинный манометр и таким образом замеряли давления на заданных глубинах. На рис. 2 представлено экспериментальное распределение давления в затрубном пространстве этой скважины, а также приведены результаты расчётов по некоторым из методов расчёта распределения давления в затрубном пространстве скважин, изложенных в диссертационной работе.

Сопоставление результатов показало, что ошибка расчёта составляет (погрешность рассчитывалась на глубину спуска насоса, так как не все использованные методики учитывают явление накопления или ненакопления воды в скважине ниже приёма насоса):

- метод Репина H.H. - 33,2%;

- метод Уолисса - 25,8%;

- метод Коротаева Ю.П. - 13%;

- метод Крылова А.П. - 8,7%;

- комплексная методика - 2%.

Таким образом, если известные методы расчёта распределения давления в

подъёмниках скважин дают приемлемые по точности результаты(наиболее точным и поэтому предпочтительным является метод В.Г. Грона), использование их для расчёта распределения давления в интервале «динамический уровень - приём насоса» рекомендовано быть не может (кроме методов И.Т. Мищенко) вследствие низкой точности расчёта конечного давления - давления на приёме насоса.

Следует отметить, что на настоящий момент отсутствует комплексная методика расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы, удовлетворяющая по точности потребностям практики эксплуатации добывающих скважин и разработки месторождения.

Во второй главе изложена комплексная методика расчёта распределения давления в различных элементах системы. Оценена точность данной методики при сопоставлении результатов расчёта по ней с экспериментальными данными. Методика построена на основе сопоставления точности расчёта распределения давления в подъёмниках скважин месторождений Волгоградской области по методу В.Г. Грона с экспериментальными данными.

Если метод В.Г. Грона применим, в основном, к фонтанным и газлифтным скважинам, разработанная комплексная методика позволяет рассчитывать забойные давления в скважинах, оборудованных различными насосами. Расчёт производится в два этапа: рассчитывается давление на приёме насоса при известном динамическом уровне; полученное давление на приёме является отправной точкой для расчёта забойного давления с учётом накопления или же наоборот выноса воды с интервала «забой-приём».

Для проверки точности комплексной методики в интервале «забой - приём насоса» были также использованы результаты экспериментов проведённых на скражине № 586 Ромашкинской. Ошибка расчёта на забое скважины по комплексной методике составляет 4% , что является достаточно хорошим результатом. Необходимо отметить, что знание такого параметра, как давление на забое добывающих скважин, является весьма важным аспектом при эксплуатации нефтяных скважин и от его правильного определения зависит

Р.МПа

10,

Рис. 2. Сопоставление результатов экспериментального и расчетного распределения давления, скважина № 586 Ромашкинская:

Интервал «динамический уровень - приём насоса»

1 - по методу И. Т. Мищенко

2- по методу А.П. Крылова

3- по методу Ю. П. Коротаева

4- по методу Г. Б. Уоллиса

5- по методу H.H. Репина

♦ эксперимент

Интервал «прием насоса - забой скважины»

1а---по методу И. Т. Мищенко

2а---по методу А.П. Крылова

За---по методу Ю.П. Коротаева

4а---по методу Г.Б. Уоллиса

5а--- по методу H.H. Репина

♦ эксперимент

эффективность разработки нефтяного месторождения в целом. На практике, давление на забое скважин, оборудованных различными насосными установками, невозможно определить без использования специальных приборов, так как спуску глубинных манометров препятствует погружное оборудование. Поэтому для определения забойных давлений целесообразно использовать комплексную методику по расчёту распределения давления в скважине. Существенным достоинством данной методики является то, что в ней учитывается такое явление как накопление или же, наоборот вынос столба воды с интервала «забой - приём погружного оборудования». Это позволяет оценить работу скважины и произвести оптимизацию работы погружного оборудования с целью ненакопления воды в интервале «забой - приём погружного оборудования», что на практике приводит к увеличению депрессии на пласт. Несомненным положительным моментом является и то, что основные физико-химические свойства продукции скважин принимаются в методике зависящими от давления и температуры.

Точный расчёт распределения давления невозможен без достоверных и точных методов расчёта распределения температуры, чему и посвящена следующая глава данной работы.

В третьей главе приведены результаты исследований температурного режима работы добывающих скважин Памятно-Сасовского месторождения. В добывающих скважинах этого месторождения в различные годы были проведены экспериментальные исследования по распределению температуры и давления в подъёмниках фонтанных скважин. Анализ результатов этих исследований показывает, что распределение температуры является нелинейным и характеризуется двумя интервалами по глубине, в которых температурный градиент Ш/с1Н существенно различен. На рис. 3 в качестве примера приведена экспериментальная зависимость 1-/(Н) для скважины 13 Платовской.

Видно, что в интервале 1\пубин 1600-1800м температурный градиент меняется. Для уточнения глубины, на которой происходит это изменение, на

м»

ЯШ*

\ ' *

а, . ' * ■■ .';'Х-*'* ' 5 04 Я" " ---7-"" - т " -

. ■ :■■ Л 3 { •• - . ' : А».\ V

™ I!1." ■ 'С - И ""

Рис. 3. Распределение температуры по длине подъёмника скв. 13 Платовская: а - экспериментальная зависимость I=/(Н'), 6 - экспериментальная зависимость

в безразмерном виде I ~ /(#)

этом же рисунке приведена зависимость / = /(И) в безразмерном виде:

КН)

I =■

н =

(1) (2)

где максимальная температура, измеренная на максимальной глубине

1(Н) - температура на текущей глубине И.

Из рис. 36 видно, что распределение безразмерной температуры / в функции безразмерной глубины Н представлен и двумя линейными участками с общей безразмерной температурой / =0,855, соответствующей безразмерной глубине И -0,7. Переходя к размерным величинам, получаем глубину Н =1750м.

Аналогичный анализ выполнен и по другим скважинам, в результате которого установлено, что глубина изменения температурного градиента для скважин Памятио-Сасовского месторождения находится в пределах 1650-1750м. Расчёт распределения температуры по известной зависимости для скважин

Памятно-Сасовского месторождения должен давать существенную ошибку по причине того, что эта зависимость получена для постоянного температурного градиента. Данная зависимость записывается в следующем виде:

где - соответственно температура на устье скважины и пластовая, °С, с - удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кгград), d,- внутренний диаметр подъёмника, м, О. - массовый дебит скважины, т/сут.

Расчётная по зависимости (3) температура на глубине 2500 м равна 101,2 °С, т.е. ошибка составляет 33%, что недопустимо. По-видимому, это обстоятельство связано с тем, что обобщение экспериментального материала при построении зависимости (3) проводилось по месторождениям с величиной газонасыщенности 30-60 м3/м\ Памятно-Сасовское месторождение, напротив, характеризуется высоким газовым фактором (133 м5/м3).

Действительно, эксплуатационные условия, для которых справедлива зависимость (3), отличаются от таковых Памятно-Сасовского месторождения: скважины этого месторождения эксплуатируются с высокими забойными и устьевыми давлениями при незначительных депрессиях. Анализ распределения давления в скважинах Памятно-Сасовского месторождения показал, что на глубинах 1650-1750 м давление равно давлению насыщения и, начиная с этих глубин, в подъёмнике движется газожидкостная смесь. При этом количество свободного газа в смеси зависит от среднего давления в интервале «давление насыщения - устьевое давление». Свободный газ в подъёмнике изменяет теплообмен между продукцией скважины с окружающим пространством, изменяя тем самым и температурный градиент на этом интервале в сравнении с таковым при движении только жидкости (до глубины, на которой давление достигает давления насыщения). Исходя из изложенного и обобщая температурные режимы работы добывающих скважин Памятно-Сасовского

(3)

месторождения, на базе выражения (3), получена новая зависимость с учётом особенностей зтого месторождения, которая отличается числовым коэффициентом перед третьей скобкой и записывается в виде:

Расчёт распределения по этой зависимости представлен на рис. 4.

(4)

Рис. 4. Сопоставление экспериментального и расчётного распределения температуры в скв. 13 Платовская

Видно, что введённая поправка в зависимость (3) существенно уточнила расчёт температуры. При этом ошибка расчёта температуры в конечной точке не превышает 5%, что допустимо для практических расчётов в процессе эксплуатации скважин.

В тоже время расчётное распределение температуры на определённом участке длины подъёмника отличается от экспериментально замеренного. Обработка результатов по температурным режимам работы добывающих скважин позволяет получить соответствующие числовые коэффициенты перед третьей скобкой выражения (3) для различных интервалов подъёмника и записать соответствующие зависимости в виде: - при глубинах от 0 до 1750 м

/(//) = /,+ —/., 0,392 с

- при глубинах более 1750 м

^0,272^623,7^- +1

(6)

где /|750 - температура на глубине 1750 м, рассчитываемая по зависимости (5).

Полученные зависимости проверены в скважинах Памятно-Сасовского месторождения, а для скважины 13 Платовской расчёт распределения температуры представлен на рис. 5.

Видно достаточно хорошее согласование расчётных и экспериментальных данных, что позволяет рекомендовать полученные зависимости для расчёта распределения температуры по длине подъёмника. Средняя ошибка расчёта составляет 3,3%, что вполне допустимо.

Таким образом, получены зависимости для расчёта распределения температуры по длине подъёмника при изменении температурного градиента, связанного с изменением теплообмена с окружающим пространством за счёт свободного газа.

В четвёртой главе приведен краткий анализ исследований по определению основных свойств нефти и газа. На основе известной методики расчёта основных свойств пластовой нефти и газа И.И. Дунюшкина и И.Т. Мищенко разработана новая методика без ограничения по объёму в выделяющемся газе метана.

Знание зависимостей основных свойств пластовых нефтей и газа от давления и температуры необходимо при проведении различных расчётов, связанных с движением нефти в пласте, в скважинах и наземных коммуникациях. Отсутствие данных об основных свойствах пластовых нефтей не позволяет не только оптимизировать работу погружного оборудования добывающих скважин, но и выполнять какие-либо оценочные расчёты при эксплуатации скважин и систем сбора.

К настоящему времени известно несколько полуэмпирических и

* f "4 I— ■ 1-ПО I s. ц [В>

Рис. 5. Двухинтервальное распределение температуры в скв. 13 Платовской

эмпирических методик расчёта основных свойств пластовых нефтей и газа, к наиболее известным и используемым в нефтяной промышленности откосятся: методика И.И. Дунюшкина и ИТ. Мищенко (ДМ), методика Гипровостокнефти, методика В.О. Палия. Кроме этих работ, имеются соответствующие методики для месторождений Казахстана. Все перечисленные методики построены для нефтей, в составе выделившегося газа которых содержание метана менее 60% (мольн.).

Имеется ряд месторождений, в составе выделившегося при однократном стандартном разгаэировании (ОСР) газа, содержание метана превышает 60%. Использование известных методик расчёта основных свойств Платовых нефтей и газа дня целой группы месторождений Волгоградской области даёт неприемлемые по. точности результаты. Одним из наиболее значимых месторождений Волгоградской области является Ламятно-Сасовское месторождение, в составе выделившегося при ОСР газа которого содержание метана превышает 60%.

Памятно-Cacoвское месторождение характеризуется сравнительно высокими дебита ми скважин по нефти ( от 50 до 280 т/сут), невысокими депрессиями (от

0,5 до 1 МПа), а также несколько необычными термобарическими условиями эксплуатации скважин.

Разработка методики расчёта основных свойств пластовых нефтей и газа при содержании в выделившемся при ОСР газе более 60% метана позволяет снять ограничение известных расчётных методов, расширив диапазон их практического использования.

Для разработки методики использованы экспериментальные свойства нефтей и газа более 25 нефтяных месторождений бывшего СССР. По известной методике расчета основных свойств пластовой нефти И.И. Дунюшкина и И.Т. Мищенко (ДМ) были рассчитаны свойства нефти исследуемых месторождений с целью оценки точности данной методики при содержании метана в составе нефтяного газа более 60% мольн. Рассчитанные данные сравнивались с экспериментальными. Сопоставление расчётных данных с экспериментальными данными представлено на рис. 6 на примере Соколовогорского месторождения. Как видно из рис. 6, в области давлений от 3 МПа до 0,1 МПа известная методика ДМ даёт существенные ошибки, изменяя сам характер объёма выделившегося газа в сравнении с экспериментальным. Это не позволяет использовать расчётные данные как при эксплуатации добывающих скважин и оптимизации режимов работы оборудования, так особенно и при эксплуатации различных элементов системы нефтесбора и подготовки нефти.

С целью расширения области практического использования методики ДМ выполнен анализ как самой методики, так и основных параметров, определяющих процесс выделения газа из нефти. В качестве рабочей гипотезы выдвинуто положение, что содержание метана в составе выделившегося газа

4>м влияет на его плотность р,. Анализ методики показал, что основными параметрами, которые зависят от плотности выделившегося газа, являются безразмерные параметры ш, и о,,:

Ш, = I + 0,029(/ - 20)(р.р. „ - 0,7966), (7)

А, = Р.Рг о И.5 - 0,00305(/ - 20)) - 4,785, (8)

Рис. 6. Сопоставление результатов расчёта по адаптированной методике и по методике (ДМ) с экспериментальными данными объёма выделившегося газа в функции да&ления. Соколовогорское месторождение, Бобриковский горизонт: расчёт по методике (ДМ),

--— расчёт по адаптированной методике,

Ф эксперимент

где ря - относительная (по воздуху) плотность газа однократного разгазирования, температура, °С, гдер, - относительная (по воде) плотность дегазированной нефти.

С целью адаптации указанных параметров принято, что они являются не только зависимыми от температуры, но также и от содержания в выделившемся газе ОСР метана(мольные доли). Дня рассматриваемого случая запишем указанные параметры в виде:

Ш,= 1 + 0,029(1 - 20Хр„р,„ - 0,7966} + АЧ * . (9)

А, = Р»Р, " «ДО305{/ - 20)) -4,785 + (10)

где К1 и К2 - коэффициенты, индивидуально подобранные для нефтей различных месторождений.

В качестве первой итерации были обработаны экспериментальные данные с целью определения коэффициентов /О и К2, в результате чего установлено, что ошибка объёма выделившегося газа с использованием этих коэффициентов

составляет ±15% и это не позволяет рекомендовать их для практического использования (при содержании метана более 60%).

В качестве второй итерации и повышения точности расчёта параметров ш, и £>„, а, следовательно, и объёма выделившегося газа, экспериментальные данные исследуемых месторождений были разделены на четыре группы: Первая группа - содержание метана в составе нефтяного газа от 61% до 70%, Вторая группа - содержание метана в составе нефтяного газа от 71% до 80%, Третья группа - содержание метана в составе нефтяного газа от 81% до 90%, Четвертая группа - содержание метана в составе нефтяного газа свыше 90%.

Обработка материалов позволила вычислить числовые значения коэффициентов и Л2 для каждой группы месторождений, которые представлены в табл. 1.

Таблица 1

Числовые значения коэффициентов /Л и К2

Содержание метана, мольн. доли К\ К2

Среднее значение при содержании метана от 0,61 до 0,7 0,017 -0,29

Среднее значение при содержании метана от 0,71 до 0,80 0,033 -0,125

Среднее значение при содержании метана от 0,81 до 0,9 0,123 -0,683

Среднее значение при содержании метана более 0,9 0,19 -0,55

Таким образом, расчёт объёма выделившегося при однократном стандартном разгазировании газа необходимо рассчитывать по зависимостям (9) и (10) с учётом коэффициентов К\ и К2 из табл. 1.

На рис. 6 представлены расчётные зависимости по методике И.И. Дунюшкина и И.Т. Мищенко, а также с учётом зависимостей (9), (10) - по адаптированной методике и экспериментальные зависимости объёма выделившегося газа для Соколовогорского месторождения. Видно, что результаты расчёта по адаптированной методике качественно и количественно наиболее близко совпадают с экспериментальными данными и дают основание рекомендовать её для практического использования. Расчёт свойств нефти и газа по адаптированной методике для Соколовогорского месторождения представлены на рис. 6,7,8 и 9.

Р 09 0 8 0 7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0 1

"1(1" 1Л ; ,,4,.,и, -,у—

11 ■| ■ 'ччч.' »'Г* ■ - ■ ■ ( ' 1* ¡1

V Г ('В1! 1«, чт— ■ V; 1- ' .-■л

\ .■ •п'та'ту:1 •: ■ ■

РГ" *" ' . м-..... «»"'VI

* л > ' "у .;4 -1 г; .........г г, ч

■ ■ 1-1 . 1 ^ ^ и) > ; Г." 1 гт—'Т—' * "

г 3 4 5 6

Давление, МП«

-расчет по адаптированной методике

Рис. 7. Зависимость относительной плотности выделяющегося газа в функции давления

«и

1.2 1 15 1.1 1.05 1

0.95 0.9

г. , ------|----..... . -1

я";""—^-т- .....■''»

■ г!1!-1 ■<-■■

-уг ГТ Г ■;■■' ■ "

2 3 4 5

Давления, МП»

-расчет по адаптированной методике - Эксперимент

Рис. 8. Сопоставление результатов расчёта по адаптированной методике с экспериментальными данными объёмного коэффициента нефти в функции давления

Па основе большого количества расчётов основных свойств нефтен, выполненных в диссертационной работе, автором сделан вывод о том, что адаптированная методика сняла ограничение известных расчётных методов, является достаточно точной и может использоваться в практике разработки нефтяных месторождений. »

0.9 0.85 Р. --

0.8 75 0.7

?! 0. с .1 , а 5 с

? I 0.65

II °"6

£ 3 0,55

У 05

I 2 0.45

О 5

У 0.4

'.(( Ч '" '■Г","1"1»''—т

тг

—г

ГГ^ГГ^ Г ' : " ■

I——-г-—'■■ •'—-ТТ*"

Ж^ИГ II М и.Г* А.ИУ • т

0 1 2 — расчёт по адаптированной методике

3 4

Давление, МПа

5 6

-экперимент

Рис. 9. Сопоставление результатов расчёта по адаптированной методике с экспериментальными данными относительной плотности газонасыщенной нефти в функции давления

е 6 Ю

Давление, МП«

Рис. 10. Зависимость объёма выделяющегося из нефти газа от давления

Как уже указывалось., Памятно-Сасовское месторождение, являясь одним из наиболее значимых месторождений Волгоградской области (добыча этого месторождения составляет около 70% общей добычи Волгоградской области), разрабатывается с определёнными сложностями как объективного, так и субъективного характера (отсутствуют экспериментальные исследования основных свойств нефти и газа). Адаптированная методика, изложенная выше,

использована для расчёта основных свойств этого месторождения; в качестве примера на рис. 11 представлена зависимость объёма выделившегося газа от давления для скважины № 6 Платовской.

При отсутствии экспериментальных исследований пластовой нефти этого месторождения можно рекомендовать рассматриваемую методику для расчётного определения основных свойств нефти и газа при различных термобарических условиях.

Таким образом, в результате выполненной работы исследованы термобарические условия эксплуатации добывающих скважин с учётом изменяющихся свойств флюидов, разработана комплексная методика расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы, предложены зависимости для расчёта распределения температуры вдоль подъёмника, а также создана методика расчёта основных свойств нефти и газа, снявшая ограничение известных расчётных методов, для которых содержание метана в выделяющемся газе превышает 60%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬ ТА ТЫ РАБОТЫ

1. В работе произведён анализ, классификация и оценка точности многочисленных методик распределения давления в различных элементах добывающей системы (в сопоставлении с экспериментально полученными данными), на основании которых определены наиболее точные из них. По результатам проведённых исследований составлена комплексная методика расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы (подъёмник, затрубное пространство, интервал «забой - приём погружного оборудования»), рекомендуемая для месторождений Волгоградской области, и позволяющая проводить расчёты с допустимой погрешностью.

Подписано в печатьЪ-О&ОЪ Формат 60x9016

Объем Тираж 100

Заказ

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Окунев, Денис Викторович

Введение

Глава 1. Классификация, анализ и точность расчётных методов распределения давления в подъёмниках добывающих скважин

1.1. Теотетические основы классификации расчётных методов распределения давления

1.2. Некоторые методы расчёта распределения давления

1.2.1. Метод Ф. Поэтмана - П. Карпентера

1.2.2. Метод X. Азиза, К. Фортемса и А. Саттари

1.2.3. Метод В.Г. Грона - И. Оркишевского

1.2.4. Метод А.П. Крылова

1.2.5. Метод Ю. П. Коротаева

1.2.6. Метод А.П. Крылова, Г.С. Лутошкина

1.2.7. Метод Г.С Лутошкина, В.Н. Беленького и Н.И.Никитиной

1.2.8. Метод Н.Н. Репина

1.2.9. Метод Г.Б. Уоллиса

1.2.10. Метод И.М.Муравьева, Р.Ш. Шакирова и А.Т. Тимашева

1.2.11. Метод Б.Д. Нагулы

1.2.12. Метод А.Л. Подио, М.Ж. Тарийона и И.Т. Робертса

1.2.13.Метод В.А.Мишарина И К.С.Юсупова

1.2.14. Метод В.Г. Грона и И.Т. Мищенко

1.3. Теоретические основы и практические результаты исследования скважин через затрубное пространство

1.3.1. Аналитический метод

1.3.2. Метод расчёта с использованием эталонной кривой распределения давления и специальных графиков

1.3.3. Основы исследования скважин путём измерения динамического уровня

1.3.4. Результаты исследования скважины № 586 Ромашкинского месторождения через затрубное пространство

1.3.4.1. Расчёт по аналитической зависимости

1.3.4.2. Расчёт по эталонной кривой

1.3.4.3. Расчёт с помощью специальных графиков

1.4. Сопоставление расчётного (по В.Г. Грону) и экспериментального распределения в подъёмниках

1.5. Точность методик по расчёту распределения давления в различных элементах исследуемой системы

Глава 2. Составление комплексной методики расчёта распределения давления в различных элементах добывающих скважин

2.1. Алгоритм расчёта распределения давления в подъёмнике

2.2. Алгоритм расчёта распределения давления в затрубном пространстве

2.3. Расчёт распределения давления в интервале «приём насоса - забой скважины»

Глава 3. Исследование температурного режима работы добывающих скважин некоторых месторождений Волгоградской области

3.1. Состояние изученности температурного режима работы добывающих скважин

3.1.1. Решение уравнения теплопроводности с конвективным членом

3.1.2. Обобщение экспериментальных данных

3.2. Результаты экспериментальных исследований температурных режимов добывающих скважин некоторых месторождений Волгоградской области

3.3. Адаптация зависимости (3.14) к условиям некоторых месторождений Волгоградской области

3.3.1. Первое приближение

3.3.2. Второе приближение

Глава 4. Особенности расчёта основных свойств пластовых нефтей с содержанием метана в составе газа более 60 % 121 4.1. Краткий анализ исследований по определению основных свойств пластовых нефтей

4.1.1. Экспериментальное определение некоторых свойств пластовых флюидов (PVT - и хроматографические исследования)

4.1.2. Расчётные методы

4.1.2.1. Решение на основе фазовых соотношений (нефть-нефтяной газ)

4.1.2.2. Необходимая исходная информация

4.2. Эмпирический метод М.Д. Штофа

4.3. Полуэмпирический метод И.И. Дунюшкина и И.Т. Мищенко

4.4. Корреляционный метод В.О. Палия

4.5.Разработка методики расчёта свойств нефти и газа

4.5.1. Адаптированная методика расчёта основных свойств нефти

4.5.2. Результаты расчёта основных свойств нефти по адаптированной методике

4.6. Расчёт основных свойств нефти и газа Памятно-Сасовского месторождения по адаптированной методике при пластовой температуре

4.7. Расчёт объёма выделяющегося из нефти газа при изменяющейся в подъёмнике температуре 159 Литература

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств флюидов"

В этих условиях расчётные методы распределения давления и температуры в различных элементах системы: подъёмник, затрубное пространство, интервал «забой - приём погружного оборудования» становятся первостепенными.

Основными целями исследования являются:

В диссертации изложены основные результаты, полученные автором, исходя из поставленных целей и в соответствии со следующими задачами:

2. Анализ характера распределения температуры на месторождениях Волгоградской области по результатам экспериментальных исследований, установление причины изменения градиента температуры по длине подъёмника и получение зависимости для расчёта температуры при двухинтервальном её изменении.

Научная новизна выполненных исследований связана с построением комплексной методики расчёта распределения давления в различных элементах добывающей системы, в том числе и по результатам измерения динамического уровня, а также с учётом накопления или ненакопления воды в интервале «забой-приём погружного оборудования». Такое исследование выполнено впервые.

На основании обобщения и обработки экспериментального материала по термобарическим условиям работы добывающих скважин Волгоградской области получены новые зависимости для расчёта распределения температуры по длине скважины, учитывающие фазовые превращения в процессе движения флюидов в скважине.

Впервые разработана методика расчёта основных свойств нефти и газа при изменении термобарических условий по длине подъёмника, которая не накладывает ограничений на состав выделяющегося из нефти газа (все известные методики пригодны для нефтей, в составе которых выделяющийся газ содержит не более 60% метана).

Практическая значимость работы заключается в том, что, пользуясь разработанными в диссертации методиками, возможно решение ряда важнейших промысловых задач: оптимизация работы подъёмников, погружного оборудования и различных элементов системы сбора и подготовки нефти с учётом изменяющихся свойств нефти и газа, давления и температуры. На основании предложенных решений возможно построение карт изобар по данным измерения динамического уровня, максимизация дебита добывающих скважин за счёт создания условий ненакопления воды в интервале «забой-приём», а также минимизировать энергетические затраты на процесс добычи нефти.

Все полученные в диссертации результаты апробированы в течение 20052006 годов на месторождениях Волгоградской области.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Окунев, Денис Викторович

Основные выводы

2. На основании исследования температурных режимов работы и анализа характера распределения температуры в добывающих скважинах Памятно-Сасовского месторождения установлена причина изменения градиента температуры вдоль подъёмника и получены эмпирические зависимости (в первом и втором приближении: для моноградиентного и двухинтервального распределения температуры) для расчёта распределения температуры по глубине скважины, рекомендуемые для практического использования.

3. В результате обработки и обобщения справочных материалов по свойствам пластовых нефтей более 25 месторождений разработана универсальная методика расчёта основных свойств нефти и газа при изменении термобарических условий по длине подъёмника, которая не накладывает ограничений на состав выделяющегося из нефти газа, что существенно расширяет область её практического использования в сравнении с известными методиками.

4. На основании выполненных исследований нефтяным территориальным производственным предприятиям Волгоградской области рекомендуется использовать разработанные расчётные методики в практической деятельности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Окунев, Денис Викторович, Москва

1. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

2. Poettman F. Н., Carpenter P. G. The Multiphase Flow of Oil, Gas and Water through Vertical Flow Strings, Drilling Prod. Pract.,1952, p. 257.

3. Orkeszewski J. Predicting Two Phase Pressure Drops in Vertical Pipe, JPJ, June, 1967, p. 829-838.

4. Крылов А. П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа по вертикальным трубам//Нефтяное хозяйство, 1935, №8, с 35-42.

5. Коротаев Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам.// Тр. ВНИИГаза. М.: Гостехиздат.1958 -вып. 2, с 48-67.

6. Крылов А.П., Лутошкин Г.С. Изучение гидравлических сопротивлений и удельного веса смеси при работе воздушных подъёмников в лабораторных условиях// Труды ВНИИ, вып XIII, 1958, с 9-19.

7. Лутошкин Г.С. Беленький В.Н., Никитина Н.И. исследование движения газожидкостных смесей по затрубному пространству. Тр. ВНИИ. Вопросы техники добычи нефти, Гостоптехиздат 1958. с 30-37

8. Репин Н. Н. Основные закономерности движения многокомпонентных смесей и их приложение в фонтанной и газлифтной добыче. Дис. Д.т.н. -М.: 1967-339 с

9. Гибадуллин И.Р., Минигазимов М.Г., Батыров Х.М. Об аналитическом методе определения давления у приёма насоса в нефтяных скважинах, -труды ТатНИПИнефть, Куйбышев, 1971. вып 19. с 159-165.

10. Podio A.L., Tarrillion M.J., Roberts Е.Т. Laboratory work improves calculations. O&G journal Aug. 25, 1980.

11. Каган Я.М., Камалов P.P. и др. Плотность газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважин, оборудованных погружными центробежными насосами. Нефтепромысловое дело. 1984, № 8, с 14-17.

12. Муравьёв И.М., Шакиров P. LLL, Тимашев А. Т. Скорость движения пузырьков газа в затрубном пространстве насосных скважин и давление газированного столба жидкости. Нефтяное зозяйство, 1967, № 9, с 55-58.

13. Репин Н. Н., Еникеев В. Р. Валишин Ю. Г. О характере распределения давления в затрубном пространстве глубинонасосных скважин. В сб. технология и техника нефтедобычи. Уфа 1965. с. 35-38.

14. Нагула В.Д., Мартиросян В.Б., Белогородцев Г.П. Распределение давления в затрубном пространстве при механизированном способе эксплуатации скважин. Нефтяное хозяйство, 1986. № 5, с 51-54.

15. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах оборудованных УЭЦН, М.: 1993.128 с.

16. Ишемгушин С.Б. Вопросы эксплуатации и исследования работы скважин оборудованных штанговыми глубинными насосами на промыслах Татарии. Дисс. на соискание учёной степени кандидата технических наук. Тюмень. 192 с. 1973.

17. Мищенко И.Т., Окунев Д.В. Расчёт распределения давления в добывающих скважинах Памятно-Сасовкого месторождения. ИАЖ «Нефть, газ и бизнес», №6, 2003 г. С 41-43.

18. Мищенко И.Т. Теория и практика механизированной эксплуатации скважин с вязкими многофазными флюидами, МИНХ и ГП им. И. М. Губкина (1984).Диссертация на соискание степени д.т.н. 425 с. 1984.

19. Мищенко И.Т., Окунев Д.В. Распределение температуры в добывающих скважинах Памятно-Сасовского месторождения. ИАЖ «Нефть, газ и бизнес», №10,2006 г.

20. Дунюшкин И. И., Мищенко И. Т. Расчёт основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. М.: МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1982.-79 с.

21. Мищенко И.Т., Окунев Д.В. Адаптированная методика расчёта основных свойств пластовой нефти и газа. ИАЖ «Нефть, газ и бизнес», №9,2006 г.

22. Справочная книга по добыче нефти//Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

23. Авдонин Н.А., Буйкис А.А. Изменение температуры жидкости при её движении по стволу скважины. В кн: Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермология нефтяных месторождений. М.: ВНИИОНГ, 1967, с56-58.

24. Баранов А.В. Определение коэффициента теплопередачи в скважинах. Нефтепромысловое дело, 1968, №5. с. 3-6.

25. Влюшин В.Е. Номограммы для установления распределения температуры по стволу фонтанной скважины. нефтепромысловое дело, 1969 №8, с. 18-25.

26. Казанский А.Б. Об изменении температуры жидкости и тепловых потерях в действующей скважине. Проблема геотермии и использования тепла Земли. -М.: АН СССР, 1966 -351с.

27. Коротаев Ю.П. Определение коэффициента теплопередачи от газа в породу по данным исследования скважин. Газовое дело, 1968, № 9 с 15-18.

28. Кострюков Г.В., Зеленин В.Т. Влияние теплопроводности кольцевого пространства на температуру газонефтяной смеси, -м.: Недра, 1964. -201с.

29. Лейбензон Л.С. Собрание трудов: в 4-х т: М.: АН СССР, 1955. - т 3. -678 с.

30. Просёлков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975. - 224 с.

31. Репин П.Н. О тепловом балансе фонтанной скважины: сб. тр., вып 21/ Уфимск. нефт. Научно-исследовательский институт. УФА, 1969, с 16 -23.

32. Сучков Б.М., Маскутов Р.А., Петухов В.К., Хабибуллин Р.Х. Экспериментальное определение температурных полей в кольцевом пространстве скважины. Нефтепромысловое дело, 1968, № 1, с. 18-22.

33. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. -238 с.

34. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань, «Издательство казанского университета», 1977,168 с.

35. ВНИИКРнефть. Практическое руководство по расчёту температуры в скважинах основных нефтегазоносных районов СССР, Краснодар, 1976,120 с.

36. Репин Н.Н., Пелевин JI.A. Возникновение турбулентности. УФА: Башкнигоиздат, 1977. - 96 с.

37. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложнённых условиях. М.: Недра, 1976. - 238с.

38. ВолгоградНИПИморнефть», 1999.

39. Штоф М. Д. Расчёт свойств пластовых нефтей. Методическое руководство. Куйбышев, Гипровостокнефть, 1974, с 40.

40. Палий В. О. Разработка методики расчёта основных свойств пластовых нефтей при ограниченной исходной информации. Дисс. на соискание учёной степени к.т.н.М. РГУ нефти и газа. 1994.119 с.

41. Нуршаханова Л. К. Анализ методов воздействия и оценка изменения свойств нефти в процессе разработки месторождения Узень. Дисс. на соискание учёной степени кандидата технических наук. М. РГУ нефти и газа. 118 с. 2005.

42. Мамуна В. Н., Требин Г. Ф., Ульянинский Б. В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. М., ГосИНТИ, 1960.

43. Требин Г. Ф., Чарыгин Н. В., Обухова Т. М. Нефти месторождений Советского Союза. Справочник. 2-е издание, доп. И перераб. - М.: Недра. 1980. - 583 с.

44. Физико-химические свойства и составы нефтей и газов. Руководящие материалы. Куйбышев, Гипровостокнефть, вып. 1, 1974, - 237 с; вып. 2,1975,-51 с; вып. 3,1977,-57 с.

45. Павлова С. Н. и др. Нефти восточных районов СССР. Справочная книга. Под редакцией С. Н. Павловой и 3. В. Дриацкой. М.: Гостоптехиздат, 1962, - 608 с.

46. Амерханов И. М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменение их параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма изд. ТатНИПИнефть, 1980, - 402 с.

47. Расчёт состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменьнефтегаза. СТО 51.00.021-84. Тюмень, СибНИИНП, 39 с.

48. Шилов В. И., Крикунов В. В. Определение расширенного состава и основных параметров пластовых нефтей Западной Сибири.// Нефтяное хозяйство. 2002. - №8 - с. 104 -107.

49. Дунюшкин И. И., Константинович Е. М., Павленко В. П. Метод расчёта объёмного коэффициента и плотности нефти. М.: РНТС ВНИИОНГ. сер. Нефтепромысловое дело. 1978, № 10, с. 19-21.

50. Дунюшкин И. И., Мищенко И. Т., Елисеева Е. И. Расчёты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. - 448 с.

51. Ду Юймин. Разработка методики оптимизации работы установок ЭЦН на примере добывающих скважин месторождения Дачин. Дисс. на соискание учёной степени к.т.н. М. РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 1998.-106 с.

Информация о работе

Окунев, Денис Викторович
кандидата технических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Исследование термобарических условий работы добывающих скважин с учётом изменения свойств флюидов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы