Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин"

На правах рукописи УДК

ШЕСТАКОВА АЛЛА ВЛАДИМИРОВНА

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ)

Специальность 25.00.17

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 5 СЕН 2013

Москва 2013

005532622

Работа выполнена на кафедре Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина и в ООО "Газпром добыча Надым"

Научный руководитель:

- доктор геолого-минерапогических наук Сергей Анатольевич Варягов - главный геолог ООО "Газпром добыча Надым"

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Васильев Юрий Николаевич - главный научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

- кандидат технических наук Владимир Николаевич Гордеев, заместитель начальника управления по разработке месторождения ОАО «Газпром»

Ведущая организация:

Защита состоится «25» сентября 2013г., в 1600 часов на заседании Совета Д.002.076.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (Технические науки) при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук по адресу: Российская Федерация, 119333, г. Москва, улица Губкина, дом 3. Телефон: +7 (495) 135 73 71, e-mail: mara@ogpi.ru

Автореферат размещен на интернет-сайтах Института проблем нефти и газа Российской Академии наук http//www.ipng.ru «23» августа 2013 и Министерства образования и науки Российской Федерации vag.ed.gov.ru «23» августа 2013. С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря Института проблем нефти и газа Российской Академии наук Автореферат разослан «23» августа 2013

Ученый секретарь диссертационного Совета,

кандидат технических наук

М.Н.Баганова

Актуальность работы. Обоснование .-.параметров технологического режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин при наличии подошвенной воды является важной проблемой для практики добычи нефти и газа.

Сеноманские залежи Тюменской области с активной водонапорной системой и низкими пластовыми давлениями предрасположены к тому, что значительная часть запасов будет отобрана с водопроявлениями.

Завершающий этап разработки месторождений, в частности, нефтегазоконденсатное месторождение Медвежье, характеризуется снижением пластового давления, дебитов скважин и, следовательно, скоростей потока скважиной продукции в насосно-компрессорных трубах (НКТ), что приводит к образованию газожидкостных пробок на забое скважин и значительному увеличению числа скважин, работающих в режиме самозадавливания..

Определение параметров технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин, при которых добыча газа осуществляется при полном выносе воды на устье, возможно, если установлена взаимосвязь между дебитом газа и расходом жидкости. Это вызывает необходимость создания методики, позволяющей определять параметры технологических режимов обводняющихся скважин с учетом динамики поступления вместе с газовым потоком жидкости на забой и выносом её на устье. При этом целесообразно устанавливать критерии, позволяющие корректировать параметры технологического режима при изменении продуктивности и степени обводненности скважин.

Целью исследований является создание методики обоснования и выбора технологических режимов эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды.

Объектом исследований являются обводняющиеся газовые скважины и показатели их эксплуатации.

Основные задачи исследования:

1. Анализ режимов эксплуатации вертикальных скважин для оценки степени их обводнения и соблюдения условий выноса жидкости с забоя скважин.

2. Анализ существующих методик по оценке допустимых, предельных или критических параметров эксплуатации газовых скважин, которые определяют условия отсутствия или скопления жидкости на забое скважины.

3. Формулировка рекомендаций для определения забойного давления, предельного и допустимого дебита газа.

4. Обоснование критериев выбора рациональных технологических режимов эксплуатации обводняющихся скважин НГКМ Медвежье.

5. Разработка рекомендаций для определения параметров технологических режимов эксплуатации для скважин, в продукции которых содержится жидкость.

6. Разработка математической модели выбора технологического режима эксплуатации обводняющихся скважин месторождения Медвежье.

Методы исследования. Методической и теоретической основами исследований являются модели и методы трубной газогидродинамики, метод теории подобия и размерностей. Выполненные исследования также базировались на результатах промысловых исследований.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Получена аналитическая зависимость, позволяющая при заданных давлении на устье и дебите газа рассчитать давление в затрубном пространстве и определить давление на забое скважины в зависимости от расхода жидкости, поступившей из пласта.

2. Разработан метод определения параметров двух технологических режимов эксплуатации скважин, в продукции которых содержится жидкость, учитывающих характеристики пласта, газожидкостного подъемника и динамики поступления жидкости на забой и на устье скважины.

3. Предложено для выбора режима эксплуатации обводняющихся скважин проводить анализ трех параметров, относительные изменения которых позволяют определить текущие и прогнозные технологические режимы работы скважины. При обосновании анализируемых параметров исследования проводились в двух направлениях:

1) изменение продуктивности скважин во времени;

2) изменение параметров безводных режимов эксплуатации.

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

Результаты исследований могут быть использованы специалистами организаций и предприятий газодобывающей промышленности. На основе выполненных в диссертации исследований были разработаны и внедрены в ООО «Газпром добыча Надым»: "Методика обоснования выбора режима эксплуатации газовых скважин с учетом разрушения и обводнения призабойной зоны пласта" и "Методика расчета оптимальных дебитов обводняющихся газовых скважин".

Основанные на результатах диссертации "Рекомендации по расчету оптимальных технологических режимов газоконденсатных скважин" и "Методика определения оптимальных параметров работы скважин на завершающей стадии разработки газовых месторождений с учетом выноса жидкости с забоя скважина", утвержденные в ОАО "Газпром". Разработано программное обеспечение предлагаемых методик определения технологических параметров.

Основные защищаемые научные положения:

1. Рекомендации по определению технологических параметров эксплуатации обводняющихся газовых скважин при наличии подошвенной воды.

2. Методика обоснования выбора режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы были доложены и обсуждались в период с 1996-^-2011

г. на отраслевых научных и научно-технических конференциях и семинарах ООО "Газпром добычи Надым", ООО "ТюменьНИИгипрогаз", ООО "Газпром ВНИИГАЗ" и РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Публикации. Результаты диссертации приведены в 7 публикациях, в том числе в 5 статьях, изданных в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка, содержащего 56 литературных источников. Работа изложена на 166 страницах машинописного текста, включая 11 рисунков, 22 таблиц и 3 приложения.

Благодарности. Представляемая работа проведена в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ООО "Газпром добыча Надым" под руководством заместителя генерального директора - главного геолога ООО "Газпром добыча Надым", д.м-г.н С.А. Варягова, который способствовал выполнению работы своими советами и рекомендациями, оказывал практическую помощь в реализации основных положений исследований. Отдельную благодарность за поддержку, помощь в работе, а также за содействие во внедрении результатов автор выражает благодарность к.г-м.н В.В.Черепанову, к.э.н С.Н.Меньшикову,

д.т.н О.М.Ермилову.

Большое значение при этом имело сотрудничество с кафедрой разработки и эксплуатации газовых месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых месторождений д.т.н., профессору А.И Ермолаеву.

Автор считает также своим долгом отметить, что диссертационная работа

была начата под руководством д.т.н., профессора H.A. Гукасова. Известен

выдающийся вклад H.A. Гукасова в создание теоретических основ

газодинамики. Им создана научная школа методов гидродинамических

обоснований новых технологических разработок

6

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность диссертационных исследований, их цель и задачи, практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приведен краткий обзор предшествующих исследований и обоснована тематика диссертационной работы.

Основным фактором, снижающим производительность газовой скважины, является наличие воды в её продукции. Выбор метода удаления жидкости с забоев скважин носит индивидуальный характер и связан с геолого-промысловой характеристикой месторождения, стадией его разработки, конструкцией скважин, количеством поступающей воды и газа, принятой схемой обустройства.

Наиболее рациональным для скважин, в продукции которых содержится жидкость, является технологический режим с полным выносом на устье жидкости, поступающей на забой, что обеспечивается при эксплуатации скважины с предельным дебитом.

Впервые предельный технологический режим эксплуатации скважин был осуществлен на Оренбурском НГКМ, на котором эксплуатационные скважины подверглись интенсивному обводнению.

Предложения проектировщиков о поддержании режимов эксплуатации скважин без выноса жидкости на устье привели к большому увеличению числа обводняемых скважин. Напротив, предложения С.Н.Закирова и Р.М.Кондрата о реализации технологического режима с полным выносом на устье, поступающей в них пластовой воды позволили значительно снизить их количество. Этот положительный опыт был учтен автором в своих исследованиях.

На месторождениях на поздней стадии разработки с активным водонапорным режимом, когда газоводяной контакт (ГВК) находится близко от нижней отметки перфорационных отверстий, для предупреждения поступления жидкости в скважину необходимо эксплуатировать её с допустимым дебитом.

Первые научные основы выбора технологических режимов эксплуатации нефтяных скважин при наличии подошвенной воды были заложены М. Маскетом. В результате им была предложена методика расчета допустимых дебитов и депрессий, обеспечивающих безводный режим эксплуатации скважин. Данный подход был в дальнейшем развит в работах отечественных и зарубежных исследователей применительно как к нефтяным, так и к газовым скважинам. Среди них можно отметить исследования М.Т. Абасова, Е.С. Абрамова, З.С. Алиева, Р.Г. Аллахвердиева, А.Л. Брудно, А.П. Власенко, Г.А. Зотова, А.К. Курбанова, Б.Б. Лапука, Л.Н. Михайлова, П.Б. Садчикова, Б.Е. Сомова, Д. Сирси, Ю.И. Стклянина, А.П.Телкова, И.А. Чарного, Р. Чаней, Д.А. Эфроса и др.

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Допустимые дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических.

Одновременно в СССР проводились работы по исследованию закономерностей двухфазных потоков в вертикальных трубах аналогах НКТ. Основоположником этих исследований применительно к нефтяным скважинам был академик А.П. Крылов.

Применительно к газовым и газоконденсатным скважинам в работах

З.С.Алиева, М.К.Барнаева, А.П.Власенко, А.С.Великовского, А.Дуклера,

Ю.К.Игнатеноко, Е.Н.Таверовского, Э.Л. Трегубовой, Р.Тюрнера,

А.Т.Шаталова, А.И. Ширковского, В.В. Юшкина и др. для определения

предельного дебита газа, обеспечивающего вынос на устье всей жидкости,

поступившей на забой скважины, использовалась капельная модель течения

8

жидкости. В.А. Мамаев, Г.Э.Одишария, Н.И.Семенов, В.А.Сахаров, А.А.Точигин и др. при определении предельного дебита принимали кольцевую структуру потока.

Все вышеуказанные авторы рекомендуют выражения, позволяющие решать задачи по определению расхода газа, необходимого для выноса всей жидкости с забоя скважины, однако не устанавливают зависимости между расходами газа и жидкости, при которых они самозадавливаются.

Для расчета предельного дебита автором в работе предлагается использовать зависимость H.A. Гукасова, полученную для кольцевой структуры газожидкостного потока, исходя из условия, что скорость жидкости в любой точке поперечного сечения НКТ определяется согласно степенному закону.

На Медвежьем НГКМ скважины обводняются за счет подъема газоводяного контакта (ГВК), кроме того, на степень обводнения скважин влияет негерметичность заколонного пространства, снижение продуктивности скважин, анализ которых дан во второй главе работы.

Фонд эксплуатационных скважин на НГКМ Медвежье составляет 339 единиц, из них 91% являются вертикальными. В соответствии с проектными решениями на месторождении базовой является конструкция скважин с эксплуатационной колонной диаметром 0,219 м, на которую приходится 52,4 % общего фонда скважин. Скважины с меньшим диаметром эксплуатационной колонны до 0,168 м бурились на более поздних этапах разработки и приурочены к периферийным зонам месторождения.

По состоянию на 01.01.2009г. пластовое давление относительно начального снизилось более, чем на 80%. Потенциальные добывные возможности эксплуатационных скважин относительно начальных снижены более чем в пять раз, что обусловлено как истощением энергетического потенциала, так и ухудшением условий эксплуатации.

По мере снижения Рпл — пластового давления и qp — рабочих дебитов из

скважин с целью уменьшения потерь давления извлекаются забойные клапаны

9

— отсекатели и затрубные пакеры. В настоящее время по беспакерной схеме работает 56,6 % эксплуатационного фонда скважин.

С 1991 года месторождение Медвежье в целом перешло на режим падающей добычи. Энергетический потенциал залежи частично поддерживается пластовой водой. В связи с проявлением водонапорного режима, 36 % от общего газоотдающего объема залежи занято пластовой водой.

Согласно данным гидрохимического анализа проб жидкости в 26% эксплуатационных скважин отмечается смесь конденсационной и пластовой воды, в 72% скважин выносится в основном конденсационная вода.

Из 70 скважин, в которых на различных режимах обнаруживаются признаки пластовой воды, лишь в 15 обводнение связано с подъемом уровня ГВК до перфорационных отверстий. В остальных скважинах появление признаков пластовой воды в продукции, наряду с общим подъемом ГВК, обусловлено заколонными перетоками жидкости, состоящей из смесей различного состава и соотношения флюидов (конденсационная, пластовая, техногенная). Наличие межколонных перетоков объясняется главным образом нарушением качества цементного камня.

Технологические режимы эксплуатации скважин устанавливаются ежеквартально по результатам комплекса исследований, проводимых на месторождении Медвежье практически ко всему фонду скважин. Проведённый анализ устанавливаемых режимов эксплуатации показал:

- при обработке данных газодинамических исследований (ГДИ) с применением формул, связывающих устьевое и забойное давления, возникают погрешности, обусловленные как с недостаточным качеством проводимых исследований, так и некорректной интерпретацией а и Ь - коэффициентов фильтрационных сопротивлений, а также X - коэффициента гидравлического сопротивления;

- значения предельных безводных депрессий при подтягивании пластовой воды затруднительно определить для контролирующих скважин и методов их исследования;

- определение количества жидкости, поступающей вместе с газовым потоком на забой, не возможно по данным замеренным на устье при проведении ГДИ;

В связи с этим выявлена необходимость проведения специализированных газо- и гидродинамических исследований по установлению забойного давления от расхода газа и жидкости.

Эти обстоятельства предопределили характер и особенностей выполненных автором исследований.

Структура течения определяется относительным содержанием фаз, скоростью смеси, диаметром и ориентацией трубы, свойствами фаз и границами их раздела. На основе расчета критериев, характеризующих существование той или иной структуры потока, установлено, что для скважин месторождения Медвежье для различных сочетаний qa- дебита газа, qж-расхода жидкости и Р давления движение смеси в лифтовой колонне и в фильтровой части пласта происходит при дисперсной или дисперсно-кольцевой структуре. Это явилось отправным моментом для рассмотрения задач, связанных с определением давления на забое скважины.

В третьей главе обосновываются зависимости забойного давления для скважин, в продукции которых содержится жидкость с учетом жидкости поступающей на забой и выносимой на устье.

Забойное давление в скважинах определяются расчетным путем по давлению, замеренному на устье. При отсутствии жидкости в затрубном пространстве забойное давление можно установить по известной барометрической формуле:

0,034|рЬ

р;аб=р;.„егл, со

где р — относительная плотность газа по воздуху; гср- коэффициент сверхсжимаемости при Тср и Рср: г

2

Р =

ср 2

Р2

Р .+-

Р ,+Р

заб уст у

(2) Тср=(Тза6-Туст)1п

/ \ т

за

Т

Ч У" у

(3)

Р* - п .

гз.л р '

(4)

р =

1 заб

(5)

В формулах (1) — (5) параметры имеют следующую размерность: Рзаб,Рз п - Давление на забое и в затрубном пространстве газовой скважины, Па; Ра- атмосферное давление, Па; Тм6,Туст- температура на забое и устье

скважины, К; Ь - глубина спуска лифтовой колонны, м.

При эксплуатации скважины с предельными или допустимыми дебетами давление, устанавливаемое по формуле (1), равно давлению в насосно — компрессорных трубах (НКТ) у низа башмака, когда = q1K.

Для определения забойного давления по формуле (1), автором в результате обработки данных ГДИ скважин месторождения Медвежье методами теории размерностей и подобия было получено соотношение, позволяющее прогнозировать изменение давление в затрубном пространстве в зависимости от изменения давления на устье и дебита газа:

Р =Р +29,97

з.п уст

( * л 0,2 / \ 0.4

Р т

V 1 уст а а а

У 1 а ъ Т ср ср V ^ л4 °НКТ >

(6)

р

Р — Уст

уст

(7)

Здесь Руст- давление на устье скважины, Па; Ра- атмосферное давление, Па; яа- дебит газа при стандартных условиях, м3/с; ца- коэффициент

12

динамической вязкости газа, Па • с; с1икт, Ь - внутренний диаметр и глубина спуска лифтовой колонны, м; уа - удельный вес газа при нормальных условиях, Н/м3; гср-коэффициент сверхсжимаемости при Тсри Рср.

Результаты расчетов давлений в затрубном пространстве по формуле (6) представлены в таблице 2. В этой же таблице представлены результаты замеров давлений при проведении ГДИ.

Таблица 2. Давление в затрубном пространстве

№ СКВ Внутренний диаметр НКТ, м Дебит газовой скважины, тыс.м3/сут Давление на устье, 105Па Давление в затрубном пространстве, 105Па

По данным ГДИ Рассчитанное по формуле (6) Отклонение

1 2 3 4 5 6 7

434 0,153 117,52 22,24 22,27 22,26 -0,01

156,49 21,92 21,97 21,95 -0,02

193,81 21,55 21,65 21,59 -0,06

243,26 21,03 21,32 21,09 -0,23

287,15 20,55 21,00 20,64 -0,36

244,11 21,11 21,49 21,17 -0,32

195,04 21,68 21,97 21,72 -0,25

518 0,153 134,29 18,51 18,65 18,54 -0,11

166,37 18,27 18,37 18,31 -0,06

209,37 17,82 18,03 17,88 -0,15

518 0,153 244,77 17,50 17,54 17,57 0,03

282,52 16,53 17,14 16,83 -0,21

245,07 17,50 17,60 17,57 -0,03

209,37 17,82 18,06 17,88 -0,18

525 0,104 46,64 19,80 19,89 19,91 0,02

68,37 18,86 19,07 19,11 0,04

92,44 17,87 18,43 18,34 -0,09

115,31 16,55 17,50 17,32 -0,18

114,58 16,53 17,45 17,29 -0,16

96,66 17,82 18,25 18,33 0,08

530- 0,104 44,92 19,07 19,14 19,18 0,04

67,50 18,65 18,75 18,89 0,14

92,26 18,04 18,41 18,49 0,08

116,83 17,34 18,04 18,08 0,04

128,06 16,55 17,66 17,47 -0,19

116,54 17,32 17,98 18,06 0,08

При проведении исследований влияния на степень достоверности определения давления в затрубном пространстве по формуле (6) установлено, что в диапазоне изменений дебитов газа от 0 до 250 тыс.м3/сут погрешность расчетов не превышает 2 %.

В работах различных авторов (А.А.Бриксман, Е.В.Левыкин, Г.А.Адамов, Уайтли, Ботомса и др.) предлагаются зависимость для определения давления на забое скважины, добывающей чистый газа. Данные зависимости отличаются между собой формулами для определения коэффициента гидравлических сопротивлений.

Применяемые на сегодняшний день формулы для определения забойного давления в газовой скважине при наличия жидкости в скважиной продукции получены на основании обработки данных исследований для газоконденсатных скважин или являются модифицированными вариантами формулы А.Г. Адамова. Существующие формулы для расчета забойного давления:

— не учитывают расход жидкости, поступающей из пласта на забой и выносимой на устье вместе с газовым потоком q ;

— не позволяют обосновать использование модели однофазного потока при определении потерь давления на трение при движении ГЖС.

Кроме этого, предположения, на которых базируются данные формулы, не выполняются для промысловых условий, для которых по этим формулам производятся расчеты.

По результатам исследования автора наиболее приемлемой для практических расчетов определения забойного давления для скважин месторождения Медвежье является формула H.A. Гукасова, полученная при условии, когда газожидкостный поток имеет дисперсную структуру:

р:,в=р*2_-е

V у

+4,57

X,q

z Т

-1

(8)

где

\

0,202

V

/

(Ю) (И) тж=рж8; (12) уа=Раё;(13)

Рассчитанные по формуле (8) забойные давления имеют хорошую сходимость с экспериментальными данными, полученными Ю.П. Коротаевым при исследовании движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальных подъемниках, аналогах НКТ.

Для определения забойного давления по формуле (8) необходимо знать qж.y - расход жидкости, выносимой газовым потоком на устье скважины.

В настоящее время отсутствуют методики, позволяющие с достаточной точностью рассчитать или замерить количество жидкости, поступающей вместе с газом из пласта на забой и выносимой на устье скважины. На практике искомая величина устанавливается по данным по выносу жидкости, замеренным на устье при проведении ГДИ скважин с использованием коллектора «Надым-1». Анализ результатов данных ГДИ по выносу жидкой фазы не позволяет установить зависимость между расходом жидкости и дебитом газа.

Поэтому расход жидкости в формуле (8) Н.А.Гукасовым предлагается определять по формуле, полученной им для кольцевой структуры потока газожидкостной смеси с использованием степенного закона распределения скоростей по сечению НКТ:

у Р Т

ж.у

у ъГ

0,096 у°'08Ч0'58

ж.у

1,58 „0,33

НКТ

1-

0,096 у°'08Ч0'58 ) ж пж.у

Т58 0,33

НКТ 8

гТ Р'Т

^=0,01385(1,8052^-0,3831)

46,951 Р'

V уст У

1,03436 т-

(15)

(16) Р'ус^у1; (17)

В формулах (8) - (17) параметры имеют следующие размерности: дебит газа при стандартных условиях, м3/с; цжу- расход жидкости, выносимый на устье с газовым потоком, м3/с; ца— коэффициент динамической вязкости газа, Па-с; Рза6,Руст- давление на забое и на устье газовой скважины, Па; Ра-атмосферное давление, Па; Тм6,Т)ст- температура на забое и устье скважины, К; гнкт, с1нкт, Ь - внутренний радиус, диаметр и глубина спуска лифтовой колонны, м; уа— удельный вес газа при нормальных условиях, Н/м3; уж -удельный вес жидкости, Н/м3; рж- плотность жидкости, кг/м3; ра- плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; ё - ускорение свободного падения, м2/с; уж- коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с; гср- коэффициент сверхсжимаемости при Тср и Рср.

При эксплуатации скважины с предельными дебитами расход жидкости, поступающей на забой, устанавливается из условия равенства забойных давлений, рассчитанных по формулам (1) и (8).

Расчетные значения расхода жидкости на забое и на устье скважины представлены в таблице 3.

Таблица 3. Расчетные значения расхода жидкости на забое и на устье

скважины в зависимости от дебита газа.

№ СКВ Дебит газа, тыс.м3/сут Расход жидкости на забое, м3/сут Расходное содержание жидкости в газе на забое, м3/м3 Расход жидкости на устье, м3/сут Расходное содержание жидкости в газе на устье, м3/м3

1 2 3 4 6

433 76,16 4,16 0,000054700 0,09 0,00000124

108,24 2,26 0,000020900 0,22 0,00000206

145,06 0,99 0,000006891 0,46 0,00000316

178,70 0,01 0,000000056 0,77 0,00000433

223,42 - - - -

179,20 - - 0,36 0,00000201

145,43 0,67 0,00000461 0,46 0,00000318

434 117,52 0,75 0,00000642 0,25 0,00000213

156,49 - - 0,51 0,00000324

193,81 - - _ _

243,26 - - - _

287,15 - - - -

При определении параметров эксплуатации скважин, в продукции которых содержится жидкость, различными авторами (Ю.П.Коротаев, Джеймс Ли и др.) используется метод узлового анализа, который основывается на построении зависимостей, характеризующих работу пласта и подъемника в узловой точке, располагаемой у низа НКТ. Однако данные зависимости строятся при допущении, что скважина эксплуатируется на режиме Руст=сопз1, а расход жидкости задается как постоянная величина во всем диапазоне изменений дебита газа. Построение таких зависимостей для эксплуатирующих скважин месторождения Медвежье по данным ГДИ не представляется возможным. Поэтому в четвертой главе автором рекомендуется для скважин, в продукции которых содержится жидкость, определять параметры

технологического режима с учетом изменения расхода жидкости как поступающей на забой, так и выносимой на устье скважины.

Автором разработан графо - аналитический способ определения двух режимов эксплуатации скважины:

- режим полного выноса на устье всей жидкости (предельный технологический режим);

- безводный режим эксплуатации (допустимый технологический режим).

Для применения графо - аналитического способа установления

технологических параметров необходимо на основании замеренных в ходе проведения ГДИ яа - дебитов газа, и соответствующих этим дебитам давлений и температур на устье (Руст,Туст), а также данных о конструкции скважины (анкт,1) и данных, характеризующих физико-химических свойства газа и воды (уж,уг,уж,ца) согласно формулам (1) -(17) рассчитать следующие параметры:

— расход жидкости qжy, выносимой восходящим потоком газа на устье скважины;

— давление на забое Рза6| в зависимости от расхода жидкости, выносимой на устье с\ж у-,

— давление на забое Рза62 при условии, что жидкости в восходящем газовом потоке газа нет (цжу = 0);

- давление на забое Рзабз в зависимости от давления в затрубном пространстве Рзп.

С использованием рассчитанных данных строится зависимость, характеризующая работу подъемника: Рзаб|=ЦРуст;Ча;чж.у) •

Для определения предельных и допустимых параметров эксплуатации скважин, исходя из рассмотрения системы «пласт — скважина — устье» как единой гидродинамической системы, необходимо определить зависимости,

характеризующие приток газа и жидкости на забой скважины Р,а6з=А;р„„;Яа;а,;ь*):

Рза63=л/РпХЧа-Ь*Ча , (18)

а также приток газа при отсутствии жидкости Рза62=1^Рпл^а;а**;Ь"):

Рзаб2=7РпЛ-а*Ч-Ь*^ (19)

где Рпл — пластовое давление,Па; а ,Ь - коэффициенты корреляции прямой

Р2 -Р2 „ Р2 -Р2

—1-——=Дча); а ,Ь - коэффициенты корреляции прямой —1-——=^яа).

Рисунок 1 — Установление параметров предельного режима эксплуатации

скважины

В точке А (рисунок 1). - пересечения кривых Рзаб1=Г1(Руст;ча;яЖ),) и

Рзабз^Рлл'Ча^*;'5*) определяются параметры предельного технологического режима работы скважины: Руст,Рзаб, Ча=с1пр> ПРИ превышении которого любое количество жидкости, поступившей из пласта, будет выносится на устье.

В точке В (рисунок 2) - пересечения кривых подъемника Рзаб1 (Руст'Яа 'Яж.у) и пласта Рзаб2=^Рпл;ча;а";Ь") устанавливаются параметры

допустимого технологического режима: Руст,Рза6,яа=цД0П, при которых жидкость на забой скважины из пласта не поступает яж=0.

Для скважин, для которых на всех режимах выполняется Рзабз=Рзаб1 исключается возможность обводнения при данном пластовом давлении Р^. Технологический режим в этом случае устанавливается исходя из условия выполнения других технологических ограничений, связанных с эксплуатацией данной скважины (вынос песка, минимальное давление на устье и т.п.).

Рисунок 2 — Установление параметров допустимого режима эксплуатации

скважины

Для определения рационального технологического режима применительно к каждой скважине автором предлагается методика обоснования и выбора технологического режима эксплуатации обводняющихся скважин.

В основу этой методики положен анализ трех основных параметров эксплуатации скважин, изучение относительного изменения которых позволяет

определять рациональные текущие и прогнозные технологические режимы работы скважины.

Преобразуем двухчленную формулу притока газа к скважине

ДР2=Р^-Р2а6=аЧ + ЪЧ2 (20)

к виду

ДР2=Р^-Р32а6=ВЧ2 (21)

или

др2 р2 _р2

В = —— = пл за6 (22)

Я Я

Используем метод наименьших квадратов для определения коэффициента В

1(В)= |[аа + Ьа2 -Ва2 |->тт

, (23)

что равносильно определению корня уравнения:

— = —7(ая + (Ь - В)я2 )ч2с1я = 0

ЗВ 2оДЧ 4 ^ п 4 , (24)

В = (25)

В интервале реального изменения давления за анализируемый период погрешность за счет данного допущения составляет 1—2%, что находится в пределах погрешности предлагаемого метода контроля.

Формулу (18) с учетом (25) можно записать в следующем виде:

1,25а*

др2 _р2 _р2 гпл гзаб.

Ь*+-

Ча

_

(26)

или

В,

АР,

2Л

(27)

По изменению во времени коэффициента В, можно судить о добывных возможностях (продуктивности) скважины в целом. Например, при увеличении В! продуктивность скважины снижается.

При эксплуатации скважины с технологическими параметрами, соответствующие предельному дебиту, изменение продуктивности скважины

во времени определяется выражением:

52 „2

п-=в

В110 _ АРн0Япр1 _ Чпр,

и

ДРцЧп,

'Р'о

Чп,

'Р'о

дпр1оЬ;о+1,25а;о

Чпр,Ь,+ 1,25а,

После преобразования формулы (19) получим характеризующий степень обводнения фильтровой части скважины:

др2 _р2 _р2 2 ГПЛ заб2

--Щ1

(29) параметр,

(30)

Изменение во времени параметра , характеризует изменения во времени максимальной депрессии, обеспечивающей допустимый дебит газа:

и** 1 **

ГГ - АР\ - _ дД°п-10

ААд!) —

'ЛР

АР2 пг21

ЯдопЛ + 1,25а,

(31)

В21ЧпР1 Чдоп1

Анализ изменения параметра Пдр позволяет контролировать изменение допустимой депрессии во времени, изучить изменение во времени допустимого дебита при обводнении пласта. Результат анализа Пдр используется для оценки резерва производительности скважин.

Следует отметить, что постоянство ДР2 не определяет постоянство во времени депрессии на пласт. При снижении пластового давления вес столба газа незначительно уменьшается.

При приближении текущего ГВК к интервалам перфорации и обводнении части фильтра и уменьшение пластового давления приводит к изменению разницы АЧ = ЧПР-ЧД0П.

Для выбора рационального технологического режима работы эксплуатации скважины предлагается анализировать изменения третьего параметра:

Дя.Рпм

Пдо=—(32) АЯ,Рпл.0

В данном случае при формировании рекомендаций по изменению технологических режимов работы скважин не анализируются результаты специальных исследований по выносу механических примесей и жидкой фазы. При выдаче рекомендаций по изменению технологических режимов работы скважин не анализируются результаты специальных исследований по выносу механических примесей и жидкой фазы, а проводится комплексный анализ трех параметров ПДд, Пдр и Пдо в соответствии с таблицей 3.

Основным параметром, определяющим возможность изменения технологического режима конкретной скважины или его сохранения, считается параметр Пдр в сочетании с Пдсг и Пд0, которые рассчитываются для

конкретной скважины.

Таблица 3 - Критерии выбора технологического режим эксплуатации скважин на основе совместного анализа параметров Пдр , ПДС! и Пдо

Пдр>1 ПД(3>1 Пдо>0 Ча > ЧПр

Пдд<1 Пдо >1,0 ч = ч

Пдо =0 + 1 Ч а Ппр

Пдр<1 ПД(3<1 Пдо>0 Ч =4

ПД(3>1 Пдо =0 + 1,0 Ч =4 ^а Ппр

Пдо >1,0 Ча = Чдоп

В соответствии с таблицей 3 могут быть предложены следующие рекомендации:

1. По сравнению с предшествующим периодом продуктивность скважины выросла или осталась неизменной ПДР > 1, величина предельной депрессии, необходимой для безводного режима эксплуатации, не увеличилась ПДц > 1. Для данной скважины во всем диапазоне изменения параметра Пдо можно рекомендовать режим эксплуатации скважины с дебитами больше предельных значений. Если же вследствие увеличения расхода жидкости поступающей на забой параметр ПД(3 < 1 уменьшился, то для данной скважины при

незначительном изменении параметра Пдо =0 + 1 рекомендуется эксплуатировать скважину с дебитами не ниже предельных

2. Если в текущем периоде вследствие снижения пластового давления наблюдается снижение продуктивности Пдр < 1, но при этом расход жидкости, поступающей из пласта на забой, не увеличивается Пдсг < 1, тогда рекомендуется поддерживать предельный режим эксплуатации независимо от изменения параметра Пдо. Если снижение продуктивности скважины связано как со снижением пластового давления, так и с её обводнением, то для данной скважины при Пдо =0 + 1,0 рекомендуется устанавливать предельный режим эксплуатации, а при Пд0 > 1,0 - допустимый режим.

Совместный анализ всех трех параметров позволяет выявить возможности увеличения производительности скважины. Их регулирование позволяет устанавливать рациональные текущие технологические параметры работы скважин (безводный или предельный дебиты газа), а также прогнозировать изменение дебитов. Предложенный метод определения технологических параметров эксплуатации обводняющихся скважин реализован в виде компьютерной программы, с использованием которой были проведены расчеты и рекомендованы режимы эксплуатации для скважин УКПГ 5 месторождения Медвежье.

Основные выводы

1. Анализ данных ГДИ скважин, проведенных на месторождении Медвежье, показал, что точность определения забойного давления зависит от точности формулы для пересчета устьевого давления на забойное. Погрешность определения давления на забое по формулам, выведенным для однофазного движения газа, может составить 10%, что при маленьких депрессиях на пласт является негативным моментом при определении параметров технологических режимов эксплуатации обводняющихся скважин. Поэтому в работе автором обоснованы рекомендации по применению зависимостей для определения забойного давления, предельного дебита в зависимости от расхода жидкости, поступающей из пласта на забой и выносимой на устье, достоверность которых подтверждалась результатами проведенных расчетов.

2. При эксплуатации скважин с предельными дебитами давление у низа башмака НКТ можно рассчитать по барометрической формуле, в которой величина давления в затрубном пространстве устанавливается согласно аналитической зависимости, полученной автором при обработке данных ГДИ с применением метода подобия размерностей. На основании расчетных данных устанавливается давление на забое в зависимости от дебита газа и расхода жидкости, поступающей вместе с газовым потоком из пласта на забой.

3. Для определения предельных и допустимых параметров эксплуатации скважин, исходя из рассмотрения пласт - скважина - устье как единой гидродинамической системы, в работе предлагается определять давление на забое в зависимости от дебита газа и расхода жидкости, выносимой газовым потоком на устье скважины, а также при условии, что жидкость в продукции скважины отсутствует. Расчетные параметры позволяют графоаналитическим способом устанавливаются параметры Рзаб и Руст, при которых

дебит газа равен предельному или допустимому его значению. В отличие от ранее предложенного различными авторами (Коротаев Ю.П, Джеймс Ли и др.) метода узлового анализа, реализация рекомендуемого автором графо -

аналитического способа учитывает, что расход жидкости не является постоянной величиной и рассчитывается в зависимости от дебита газа.

4. При выборе технологического режима эксплуатации газовой скважины, с одной стороны, необходимо достичь наиболее полное использование добывных возможностей скважин, с другой стороны, обеспечить допустимый режим пласта коллектора, исключающий его обводнение. В основу предлагаемой в работе модели обоснования режимов эксплуатации обводняющихся скважин положен метод анализа трех основных параметров эксплуатации скважин, изучение относительного изменения которых позволяет определять рациональные текущие и прогнозные технологические режимы работы для каждой скважины.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Шестакова A.B. "Технологические режимы эксплуатации пробкообразующих газовых скважин" // Технологии нефти и газа, 2006.- № 6, стр.78-80.

2. Шестакова A.B. "Определение забойного давления скважин на поздней стадии разработки газовой скважины" // Технологии нефти и газа, 2006.- № 5, стр.38-40.

3. Шестакова A.B. "Технологические параметры эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождения" // Газовая промышленность, 2011.- № 2 стр. 10-11

4. Шестакова A.B. "Обоснование выбора режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин" // Газовая промышленность, 2011,- № 3, стр.34-35.

5. Шестакова A.B. "Методика определения забойного давления с учетом жидкости, накопившейся в фильтровой части скважины" // Технологии нефти и газа, 2006.- № 6, стр.33-35.

6. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г., Шестакова A.B. "Определение оптимального технологического режима добычи газа" // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2005,- №7, стр.33-35.

7. Шестакова A.B. "Определение режима работы самозадавливающихся скважин месторождения Медвежье" // Сборник тезисов докладов на XII научно-практической конференции молодых ученных и специалистов ООО "ТюменьНИИгипрогаз", 2002, стр. 87.

Заказ № 41-А/08/2013 Подписано в печать 20.08.2013 Тираж 100 экз. Усл. пл. 1.4

"Цифровичок", тел. (495) 649-83-30 www.cfr.ru; е-таП: info@cjr.ru