Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах"
На правах рукописи
НИКОЛАЕВ ОЛЕГ ВАЛЕРЬЕВИЧ
005020027
РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
5 лпр 2012
Москва - 2012
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий
— Газпром ВНИИГАЗ»
Научный руководитель■
Бузинов Станислав Николаевич, доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:
Рассохин Сергей Геннадьевич, доктор технических наук, заместитель директора НТЦ ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;
Ершов Сергей Евгеньевич, кандидат технических наук, заместитель начальника Управления ОАО «Газпром».
Ведущая организация -
Институт проблем нефти и газа РАН.
Защита диссертации состоится « 25 » апреля 2012 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Автореферат разослан «Л2. » марта 2012 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук
Николай Николаевич Соловьев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
В общей добыче природного газа ОАО «Газпром» в последние десятилетия преобладающую часть составляет сеноманский газ месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. К настоящему времени большая часть уникальных по запасам месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбург-ское уже выработана. Важнейшей задачей предприятий «Общества» является максимально полное извлечение из недр этих гигантов остаточных запасов газа, оцениваемых в несколько триллионов кубометров.
Сложности доразработки этих месторождений обусловлены снижением продуктивности добывающих скважин вследствие падения пластового давления, уменьшения фазовой газопроницаемости призабойной зоны коллектора в результате насыщения конденсационной и пластовой водой, неполного выноса жидкости из ствола скважины. При этом следует учитывать специфику отбора газа из продуктивного пласта на западносибирских месторождениях через систему скважин с эксплуатационными колоннами больших диаметров, кустовую компоновку групп скважин и суровые климатические условия, обусловливающие наличие в разрезе осадочной толщи многолетнемерзлых пород.
В связи с этими особенностями месторождений Западной Сибири существующие методики расчетов технологического режима газовых скважин с во-допроявлениями нуждаются в уточнении, поскольку для наиболее полного извлечения газа из недр необходимо поддержание работоспособности фонда эксплуатационных скважин.
Поэтому совершенствование и развитие методов регулирования работы скважин на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений является актуальной задачей исследований.
Цель работы
Разработать модель и методику регулирования работы газовых скважин на завершающей стадии разработки применительно к условиям сеноманских залежей месторождений Западной Сибири на основе экспериментальных исследований вертикальных газожидкостных потоков с малым значением водога-зового фактора (до 20 см 3/м3) в трубах большого (до 15,3 см) диаметра при давлениях до 3,0 МПа.
Основные задачи
1. Сравнительный анализ существующих методов расчета вертикальных газожидкостных потоков и оценка степени их применимости к условиям сеноманских залежей на завершающей стадии разработки.
2. Анализ и обобщение результатов промысловых исследований скважин газовых месторождений Западной Сибири.
3. Усовершенствование стенда для исследования вертикальных потоков во-догазовых смесей с целью расширения его возможностей, создание и отработка методики экспериментальных работ.
4. Проведение экспериментальных исследований на стенде для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.
5. Обобщение результатов экспериментов и создание на их основе математической модели и методики расчетов вертикальных газожидкостных потоков.
6. Апробация разработанной методики для регулирования работы газовых скважин с водопроявлениями.
Методы исследования
1. Сравнительный анализ существующих алгоритмов и методик расчета режимов скважин с двухфазным потоком в стволе.
2. Стендовые исследования с использованием методов теории планирования экспериментов и методов теории подобия.
3. Математическая обработка данных лабораторных и промысловых исследований.
4. Методы численных решений дифференциальных уравнений и программирования.
5. Аналитическое обобщение результатов экспериментов с использованием методов теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, теории размерности и теории подобия.
Научная новизна
На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:
Получены новые экспериментальные данные о вертикальных газожидкостных потоках в трубах диаметром от 6,2 до 15,3 см при низком значении водо-газового фактора (от 0,1 до 20 см3/м3) и давлении до 3,0 МПа, характерных для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Экспериментально показано, что модель сплошной среды («квазигомогенная модель») в этих условиях имеет ограниченное применение. Приведено обоснование формулы для расчетов технологических режимов газовых скважин с водопроявлениями, основанной на полученных экспериментальных результатах. Предложено безразмерное число подобия, характеризующее вклад жидкой фазы в общие потери давления вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра. Показано, что в устойчивой области движения двухфазной смеси это число подобия в совокупности с двумя другими, известными ранее, однозначно определяет потери давления.
На основе экспериментальных данных разработаны математическая модель вертикальных газожидкостных потоков и методика расчета параметров работы газовых скважин с водопроявлениями, позволяющая с большей точностью (по сравнению с существующими методиками) прогнозировать технологические показатели, в том числе при использовании различных технологий добычи газа на завершающей стадии разработки месторождений.
Основные защищаемые положения
1. Экспериментальное обоснование зависимости потерь давления от расходных характеристик вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости (от 0,1 до 20 см3/м3) в трубах большого диаметра (до 15,3 см) при давлениях до 3,0 МПа, характерных для условий эксплуатации сеноман-ских скважин Западной Сибири на поздней стадии разработки.
2. Математическая модель расчета потерь давления в стволе газовой скважины с водопроявлениями для условий завершающей стадии разработки месторождений.
3. Методика расчета режима работы скважины при отборе водогазовой смеси и разработанный на ее базе программный комплекс для определения технологических показателей эксплуатации газовых скважин с целью регулирования их работы применительно к условиям завершающей стадии разработки сено-манских залежей месторождений Западной Сибири.
Практическая ценность полученных результатов
Полученные экспериментальные результаты и разработанные на их основе методика и программные комплексы применяются в ООО «Газпром ВНИИ-ГАЗ» для расчетов технологического режима и эффективности применения технологий эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями.
Результаты работы использованы при подготовке нормативного документа
• «Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым» «Выбор режимов работы скважин на месторождении Медвежье на основании экспериментальных исследований газожидкостных потоков» (2010 г.),
а также при научном обосновании методов прогнозирования работы газовых скважин на завершающей стадии разработки в материалах отчетов:
• «Совершенствование технологий и технических средств эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», в том числе с падающей добычей и сложными горно-геологическими условиями» (2005 г.).
• «Оптимизация режимов работы самозадавливающихся газовых скважин на поздней стадии разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения» (2006 г.).
• «Разработка рекомендаций по режимам работ скважин на месторождении Медвежье на основании исследований газожидкостных потоков на специализированном стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (2009 г.).
• «Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской газовой залежи .Ямбургского месторождения» (2010 г.).
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах, в том числе:
• II Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (2010);
• III Международная научно-практическая конференция «ПХГ: надежность и эффективность» (2011);
• Выездное совещание по вопросу эффективной добычи, подготовки и использования низконапорного газа на поздней стадии разработки месторождений в г. Надым с 16 по 18 ноября 2011г.
Публикации
Основное содержание работы изложено в 7 опубликованных работах, включая 4 работы в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов и списка литературы из 142 наименований. Общий объем работы - 147 печатных страниц. В тексте работы содержится 79 рисунков и 9 таблиц.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н. С.Н. Бузинову С.Н., а также д.т.н. Ю.Н. Васильеву, Г.М. Гереш, д.х.н. В.А. Истомину, д.т.н. В.И. Лапшину, д.т.н. В.А. Николаеву, д.т.н. Р.М.Тер-Саркисову, к.т.н. А.Н. Харитонову, к.т.н. В.И. Шулятикову, к.т.н. И.В. Шулятикову, С.А. Бородину, Ю.Г. Буракову, к.т.н. В.М. Пищухину, А.Н. Михайлову, С.А. Шулепину, д.г.-м.н. H.H. Соловьеву - за ценные советы и оказанную помощь при проведении исследований и подготовке работы. Особую благодарность автор испытывает к проф. Г.А. Зотову, уже ушедшему из жизни, под руководством которого он начинал свою трудовую деятельность в газовой отрасли.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы и постановка задачи.
В первой главе диссертационной работы проведен анализ проблем, связанных с наличием жидкой фазы в продукции газовых скважин при их эксплуатации на поздней стадии разработки месторождений, сделан обзор современных представлений о вертикальных двухфазных потоках применительно к эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями.
Одной из важнейших задач при разработке газовых месторождений является максимальное извлечение газа из пласта. Поскольку запасы газа в месторождениях Крайнего Севера уникальны по своей величине, повышение конечного коэффициента извлечения газа является чрезвычайно актуальной задачей не только регионального, но и отраслевого масштаба. В этой связи следует отметить, что при уменьшении пластового давления, например, месторождения Медвежье, всего на одну атмосферу дополнительная добыча газа составляет величину порядка 25 млрд.м3.
Для разработки месторождений Крайнего Севера в период завершающей стадии характерны огромные остаточные запасы газа; низкие пластовые давления; большие диаметры эксплуатационных колонн; высокая продуктивность газовых скважин, хотя и существенно меньшая, чем на основной стадии разработки; относительно невысокий водогазовый фактор; объединение групп скважин в один шлейф; холодные климатические условия, приводящие к конденсации воды в скважинах и шлейфах.
Эти общие особенности дают возможность проводить достаточно универсальный анализ работы скважин этой группы месторождений и разработать технические решения по эксплуатации скважин, приемлемые для всей группы.
В настоящее время на ряде газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера следствием падения пластового давления являются серьезные осложнения при эксплуатации скважин. На рисунке 1 приведено изменение средних дебитов скважин по одной из сеноманских залежей западно-сибирских месторождений. Значительное снижение реальных отборов газа объясняется эффектом задавливания скважин конденсационной и пластовой водой.
Таким образом, для минимизации негативных последствий обводненности продукции скважин при низком напоре газа необходимы специальные технико-технологические мероприятия. Эти мероприятия требуют научного обоснования, базирующегося на ясном представлении о закономерностях двухфазных гидродинамических и термодинамических процессах в рассматриваемых условиях. Своевременное проведение таких мероприятий с целью повышения производительности газовых скважин с водопроявлениями в данной работе названо регулированием работы скважин. К таким мероприятиям относятся замена НКТ на трубы меньшего диаметра, понижение устьевого давления, закачка газа в затрубье, применение концентрического лифта, использование регулирующих устройств на устье скважин, объединенных одним общим шлейфом и др. В настоящей работе предлагаются разработанные на основе экспериментов расчетные методы, позволяющие осуществлять регулирование работы обводняющихся газовых скважин с целью обеспечения их устойчивой работы в условиях завершающей стадии разработки месторождений.
Исследованием подъема жидкости в трубах восходящим потоком газа занимались в нашей стране такие ученые, как A.A. Арманд, Б.Г. Багдасаров, И.Г. Белов, С.Н. Бузинов, Ю.Г. Бураков, Ю.Н. Васильев, А.П. Власенко, А.И. Гриценко, Н.В. Долгушин, О.В. Клапчук, Б.К. Козлов, Ю.П. Коротаев, А.П. Крылов, С.С. Кутателадзе, Г.Г. Кучеров, Г.С. Лутошкин, В.А. Мамаев, И.Т. Мищенко, М.А. Мохов, В.М. Муравьев, Г.Э. Одишария, В.А. Сахаров, С.Г. Телетов, P.M. Тер-Саркисов, A.A. Точигин, В.И. Шулятиков, И.В. Шулятиков и др., а за рубежом - К. Азиз (R. Aziz), Б.Дж. Аззопарди (B.J. Azzopardi), Дж.П. Брилл (J.P. Brill), Х.Е. Грей (Н.Е. Gray), X. Дане (Н. Duns Jr.), Дж.Ф. Ли (J.F. Lea), X. Мукерджи (Н. Mukherjee), Дж. Оркиджевский (J. Orkiszevski), Н. Петалас (N. Pétalas), H.K. Рос (N.C.J. Ros), Р.Дж. Тернер (R.G. Turner), Г. Уоллис (G. Wallis), А.Р. Хагедорн (A.R. Hagedorn), Н. Холл-Тейлор (N. Hall-Tailor), Дж. Хьюитт (J. Hewitt) и др.
Описание закономерностей вертикальных двухфазных потоков развивалось по двум направлениям. В одном из них разрабатывались соотношения для минимальной скорости газового потока, обеспечивающей устойчивый вынос жидкости вверх. В нашей стране наибольшее распространение получила формула Точигина A.A. (1969). Эти соотношения предложены для оценки величин минимального дебита скважины, при котором скважина работает устойчиво, то есть без задавливания водой.
Средний дебет,
тыс.м'/сут.
Рисунок 1. Негативное влияние конденсационной воды на прогнозные показатели добычи газа.
В другом направлении разрабатывались соотношения для расчета потерь давления в вертикальном двухфазном потоке, которые использовались для анализа совместной работы системы «пласт-скважина». Отечественными специалистами (Ахмедов Б.О., Бузинов С.Н., 1982) разработан и широко применяется в мировой практике метод, получивший название «метод узлового анализа», позволяющий по характеристикам лифтовой колонны и пласта определять режим работы скважины.
На практике характеристику лифтовой колонны рассчитывают с помощью гидродинамических моделей (корреляций), которые разрабатываются на основе специальных экспериментов по изучению вертикальных газожидкостных потоков. Газожидкостные системы сложны для описания, и поэтому модели, предназначенные для решения конкретных задач, имеют узкую область применения, ограниченную актуальными для каждой задачи диапазонами физических параметров.
Поскольку условия разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера уникальны, традиционные расчетные методы и компьютерные
программы, получившие распространение в отечественной и зарубежной практике, приводят к существенным погрешностям в расчетах технологических режимов для скважин этих месторождений.
Таким образом, создание методов расчета технологических показателей работы сеноманских скважин является чрезвычайно актуальной научной и практической задачей.
Во второй главе диссертационной работы описываются экспериментальный стенд по отработке технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений и методика проведения экспериментальных работ. Приведена метрологическая характеристика измерительной системы и сделана оценка ожидаемых погрешностей результатов экспериментов.
Таблица 1. Параметры Стенда по отработке технологии эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки
Параметры Единицы Лифтовые колонны
измерения 1 2 3 4
Макс, давление МПа 4,0
Макс, дебит газа тыс.м3/сутки 180
Макс, расход воды м'/сутки 10
Внутренний диаметр см 15,3 10,0 7,6 6,2
Макс, скорость газа м/сек 10 20 35 50
Стенд разработан в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Тер-Саркисов P.M., Бу-зинов С.Н., Шулятиков И.В. и др., 2005) и рассчитан на проведение экспериментальных работ с водовоздушными смесями. Параметры стенда указаны в таблице 1.
Автором были проведены запуск и настройка стенда и разработана методика проведения экспериментов. На основе анализа метрологических характеристик измерительной системы стенда показано, что значения физических величин, определяемых по результатам экспериментов, характеризуются максимальными погрешностями не более 2,2 %. Промысловые данные обычно обладают меньшей точностью. Следовательно, стенд может использоваться для экспериментальных исследований с целью анализа поведения обводненных газовых скважин и составления технологического режима их работы.
В третьей главе диссертационной работы анализируются результаты проведенных экспериментов, проводится их сравнение с экспериментальными и теоретическими результатами других авторов. Особое внимание уделяется особенностям полученных результатов, обусловленным специфическими условиями месторождений Крайнего Севера. Описана созданная математическая модель для расчетов технологических режимов газовых скважин, максимально полно учитывающая условия поздней стадии разработки месторождений Крайнего Севера.
Эксперименты, поставленные на специализированном Стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и представленные в настоящей работе, проводились в широком диапазоне физических условий, выходящем за границы условий, актуальных для скважин сеномана, поскольку это было необходимо для построения адекватной математической модели вертикальных двухфазных потоков. И хотя в данной работе делается акцент на использовании полученных экспериментальных результатов для условий завершающей стадии разработки месторождений Западной Сибири, они могут применяться и для более широкого диапазона условий, например, для случая меньших диаметров НКТ (от 5 см и более) и больших значений водогазового фактора (до 200 см V).
Анализ результатов экспериментов показал, что имеется хорошее совпадение с экспериментальными результатами других авторов в соответствующих диапазонах параметров. Однако в опубликованных к настоящему моменту материалах фигурирует, во-первых, максимальный диаметр труб 7,6 см, и, во-вторых, водогазовый фактор 30 см3/м3 и выше, то есть практически не исследованы режимы работы скважин месторождений Крайнего Севера, где наиболее часто используются трубы НКТ диаметром 10,0 и 15,3 см, а водогазовый фактор, как правило, не превышает величину 20 см3/м3.
Поскольку все используемые в настоящее время соотношения для расчетов газожидкостных подъемников основаны на квазигомогенной модели, был проведен анализ возможности использования этой модели применительно к расчетам газовых скважин для случая малого значения водогазового фактора.
В квазигомогенной модели для расчетов двухфазных (или многофазных) потоков в качестве параметров смеси приходится применять некие псевдохарактеристики, приписываемые гипотетическому гомогенному флюиду, который, предположительно, ведет себя так же, как и рассматриваемая двухфазная (или многофазная) смесь. При этом такие псевдохарактеристики определяют с помощью тех или иных математических манипуляций над параметрами реальных флюидов, участвующих в рассматриваемом процессе как компоненты смеси. Квазигомогенная модель для газожидкостного потока в вертикальной трубе имеет вид:
си Ра' ё а 2 ■
Здесь рсм - плотность смеси, кг/м3; р - давление, Па; Ь - продольная координата, м; с1 - диаметр трубы, м; ).см - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления для смеси флюидов; и„, - средняя по сечению трубы скорость потока, м/с; g - ускорение свободного падения, м/с2. В формуле (1) сделано допущение, что ускорением потока в стволе скважины можно пренебречь.
По распространенному предположению, левая ветвь характеристики лифта, имеющей в координатах «перепад давления - скорость потока» и-образный вид, определяется первым членом соотношения (1), а правая - вторым. Серия специально поставленных нами экспериментов показала, что величина гравитационной составляющей перепада давления в вертикальном газожидкостном по-
токе меньше, чем суммарный вес компонентов движущейся смеси. В наших экспериментах величина разницы достигала 50% от веса вещества (жидкости и газа) в трубе. Таким образом, первый член в (1) может давать существенную погрешность. Этот эффект был обнаружен ранее другими исследователями (Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н., Шулятиков В.И.), однако первые публикация о нем появились лишь в 2011 году.
Второй член в формуле квазигомогенной модели (1) отражает потери на трение. Очевидно, при возрастании в смеси концентрации газа псевдохарактеристики смеси должны приближаться к характеристикам газа, а параметры процесса, оцениваемые с помощью применяемой модели, соответственно должны асимптотически приближаться к таковым для потока сухого газа.
Для водогазовой смеси выражение (1) можно представить в виде
= _ , Рем ^ б2
Л Рси'8 Лъ \2'(1 -Р)2
(2)
где
р=
С+(1Ж, - расходное водосодержание, безразмерная величина; £?
объемный расход газа, м /с;
Ар. кПл
■ объемный расход воды, м /с.
Эксперимент
Расчет по гомогенной модели
Сухой л»
150 200
С, м'/час
Рисунок 2. Сравнение экспериментальных результатов с расчетами по гомогенной модели при расходе жидкости с/ж=5,04 м'/сутки (210 л/час). Здесь в - объемный расход газа при рабочем давлении, составляющем 1,5 МПа.
Поскольку в каждом эксперименте расход жидкости поддерживался постоянным, увеличение расхода газа приводит к уменьшению расходного водо-содержания.
При этом плотность смеси по величине приближается к плотности газа, и величина гидродинамических потерь в трубе в соответствии с выражением (2) должна приближаться к гидродинамическим потерям для случая однофазного потока газа:
Ар
см при возрастании (?, (3)
где Арсм - потери давления для смеси, Ар, - потери давления для сухого газа.
Именно так ведут себя характеристические кривые лифта, полученные расчетным путем с использованием квазигомогенной модели. Но эксперименты показали, что реальное поведение системы отличается от прогнозируемого расчетом. На рисунке 2 представлены результаты сравнения расчетов и экспериментов.
При использовании формулы (2) величины плотности и скорости смеси могут быть учтены с высокой точностью; но результат расчета при этом принципиально отличается от того, что показывает эксперимент, в условиях которого увеличение расходного газосодержания не приводит к сближению характеристик потоков водовоздушной смеси и сухого газа.
Причины расхождения объясняются возникновением дополнительных потерь давления Ардо„ = Арсм - Арг (см. рисунок 2) при подъеме смеси за счет интенсивного обмена капельной жидкостью между высокоскоростным газовым ядром и малоподвижной пленкой жидкости на стенках трубы, которая имеет место при дисперсно-кольцевом режиме газожидкостного потока, реализующемся в условиях устойчивой работы лифта.
Таким образом, из анализа экспериментальных результатов следует важный для практики вывод о том, что в диапазоне низких расходных водосодер-жаний расчеты по гомогенной модели не отражают поведения двухфазных потоков не только количественно, но и качественно. Этот экспериментальный факт устанавливает принципиальные ограничения на использование моделей, разработанных для однофазных потоков, в качестве базовых не только для технологических расчетов, но даже для приближенных оценок динамических характеристик двухфазных потоков применительно к задачам эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Анализ результатов экспериментов (в том числе специальных экспериментов с использованием гелия в качестве газовой фазы) позволил подтвердить автомодельность двух безразмерных параметров, предложенных Бузиновым С.Н. и Шулятиковым В.И. в 1974 г., а именно модифицированного параметра Фруда
/V = — • Рг (4)
Рж
где - параметр Фруда для газовой фазы; рг - плотность газовой фазы, кг/м3; рж - плотность жидкой фазы, кг/м3; и безразмерных потерь давления на трение
Рж'ё
а также ввести в рассмотрение еще один параметр, который в настоящей работе вводится впервые. Этот новый параметр имеет вид
Ви =
\ 1/2 УЗ
2 (6)
где а - коэффициент поверхностного натяжения между газовой и жидкой фазами, Па/м; Ргж - число Фруда для жидкости. Параметр Ви определяет величину дополнительных потерь давления по сравнению с однофазным газовым потоком за счет наличия в потоке жидкой фазы. Набор из трех параметров (4)-(6) однозначно определяет величину потерь давления в устойчивой области вертикальных газожидкостных потоков.
Имеет место монотонность роста потерь давления с ростом параметра Ви для труб разных диаметров. Эта зависимость для модифицированного параметра Фруда в диапазоне 1-КЗ представлена на рисунке 3.
С учетом нового параметра характеристику лифта в устойчивой области газожидкостных потоков можно описать уравнением
А
¿ = ~Гг+к-Зи (7)
2
Здесь к =9,6- эмпирический коэффициент, л - коэффициент гидравлического сопротивления трубы для однофазного потока. В отличие от уравнения Дарси-Вейсбаха для сухого газа, которое с использованием параметров (4) и (5) можно записать в виде
А „ *
1= — Рг (8)
2
в соотношении (7) появляется член (к-Ви), выражающий влияние жидкости на суммарные потери в газожидкостном потоке. Из соотношения (7) следует второй важный вывод о том, что при низких значениях водогазового фактора (0,К20 см3/м3) в устойчивой области работы газожидкостного подъемника потери давления формируются двумя независимыми составляющими: одна из них {рг ) зависит только от расхода газа, а вторая (Ви) - только от расхода жидкости. При этом константа к= 9,6 является универсальной.
Для расчетов потерь давления в газовых скважинах, содержащих в продукции жидкость, Ахмедовым Б.О. и Бузиновым С.Н. в 1982 г. вместо соотношения (1) была предложена формула
Ф
~ = Рг-ё + ^РЖ-8, (9)
аЬ
которая основана на использовании экспериментальной характеристики лифта
І ~ , Цж ) и применима для случаев, когда непрерывной фазой в потоке является газовая, то есть для низких значениях водогазового фактора.
Формула (9) использована автором для составления математической модели вертикальных газожидкостных потоков.
На основе экспериментов, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2005-2010 гг. на трубах разного диаметра, в том числе диаметром 10,0 и 15,3 см, автором были получены аналитические зависимости, которые позволяют прогнозировать режим работы скважин с водопроявлениями применительно к условиям завершающей стадии разработки месторождений Крайнего Севера.
О 0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006
Ви
Рисунок 3. Зависимость безразмерной величины потерь давления от параметра Ви.
В соответствии с полученными зависимостями минимумы характеристических и-образных кривых для лифтовых труб с газожидкостными потоками во всем актуальном диапазоне диаметров труб лежат на прямых с координатами
10 = А-Рг'о+В г (10)
где іо, Рг'о-координаты минимумов на характеристических кривых лифта с газожидкостными потоками, А и В - эмпирические коэффициенты, которые зависят от величин диаметров труб. Каждой точке линии (10) соответствует своя величина расхода жидкости. Поскольку имеет место выражение (7), справедливо равенство
X
і0=к-Ви+—Гг о. (11)
Левая ветвь и-образной кривой аппроксимируется экспонентой, коэффициенты которой определены из экспериментальных данных, и которая для Fr < {Рг'п - 0,2) имеет вид
= (12)
Правая ветвь для Рг* > Рг*0 аппроксимируется прямой
/ = /„ + 0,01 • (^г* -Рг'о). (13)
На участке (Рг*о - 0,2) < Рг' < Рг*0 с высокой степенью точности можно принять
г = /0 . (И)
Комплекс соотношений (9 - 14) представляет собой математическую модель для расчета технологического режима работы газовых скважин с водопро-явлениями. Эта модель справедлива для труб диаметром от 5 до 15,3 см при давлениях от 2 до 30 атм и водогазовых факторах 0,Н 200 см3/м3, то есть в диапазоне параметров, включающем условия эксплуатации скважин месторождений Крайнего Севера на завершающей стадии разработки.
В четвертой главе диссертационной работы рассматриваются примеры расчетов работы скважин в реальных условиях, имеющих место на практике, на основе полученной модели, а также проводится сравнение с результатами расчетов, полученными другими способами.
Как показали эксперименты, появление даже малого количества воды в продукции сухой до этого момента скважины может существенно повлиять на ее работу.
Таблица 2. Значения минимальных дебитов для разных значений водогазового фактора и разных пластов для скважины с диаметром НКТ 15,3 см (для НКТ диаметром 15,3 см при давлении 1,5 МПа).
Водный фактор, см3/м3 0,2 1,6 9,5 15,0 18,0 34,0
Минимальный дебит, тыс. м3/сут. «Хороший» пласт (а=0,05; Ь=0,0005) 130 130 135 136 140 146
«Плохой» пласт (а=0,5; Ь=0,005) 117 118 122 124 126 131
Расчеты методом узлового анализа показывают, что на величину минимально допустимого дебита скважины влияют параметры пласта и величина
15
водогазового фактора. В таблице 2 представлены результаты расчетов минимального дебита скважины при различных значениях водогазового фактора для двух пластов - «плохого» и «хорошего». Из газопромысловой практики известно, что в процессе отбора газа из пласта могут наблюдаться изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ь на один, два и даже на три порядка. Из таблицы следует, что изменение значений а и Ь на порядок может заметно изменить величину минимального дебита устойчивой работы скважины. Чем хуже пласт, тем при меньшем дебите скважина может работать.
Проведено сравнение величин минимального дебита по данным таблицы 2 и по формулам для минимальной скорости. Результаты сравнения представлены в таблице 3. Как видно из таблицы, ни одна из формул не дает значения минимального дебита, попадающего в диапазон значений, полученный по методу узлового анализа для разных условий. В этой же таблице приведены погрешности каждой формулы, рассчитанные относительно граничных значений интервала минимальных дебитов. Минимальные погрешности дают формула Тернера Р.Дж. и формула СевКавНИИгаза, причем первая из этих формул дает заниженное значение, а вторая - завышенное.
Таблица 3. Сравнение результатов расчета минимального дебита по формулам разных авторов (для НКТ диаметром 15,3 см при давлении 1,5 МПа).
Источник (формула для расчета) Мин. скорость, м/сек Мин. дебит, тыс. м3/сут. Погрешность, %
Р.Дж. Тернер (расчет по выносу капель) 3,3 109 - 10+ -25
А.П. Власенко (расчет по выносу капель) 1,4 49 - 60 + - 66
А.А. Точигин (расчет по выносу пленки) 2,9 97 - 20 + - 34
С.С. Кутателадзе (рассмотрение актуальных сил) 0,9 29 -76 + -80
Ухтинский филиал ВНИИГАЗа (результаты промысловых исследований) 2,4 81 - 33 + -45
СевКавНИИгаз 4,8 161 10 + 33
По расчетам на основе экспериментальных данных (с учетом водного фактора и продуктивности пласта) 3,6 + 4,4 121 - 146
Большой интерес представляет также сравнение с результатами расчетов на базе программных продуктов, которые используются для этих целей. Были
проведены сравнительные расчеты с помощью распространенной зарубежной компьютерной программы Eclipse. В данную программу встроены модули для расчетов характеристик лифтовых труб с газожидкостными смесями на основе известных корреляций Дж. Оркиджевского (J. Orkiszevski), А. Р. Хагедорна (A.R. Hagedorn) и К.Е. Брауна (К.Е. Brown), Дж.П. Брилла (J.P. Brill) и X. Му-керджи (Н. Mukherjee), Н. Петаласа (N. Pétalas), К. Азиза (К. Aziz) , Дж.У. Говьера (G.W. Govier) и М. Фогараси (М. Fogarasi), а также Х.Е. Грея (Н.Е. Gray).
Сравнения расчетов по программе Eclipse и по предлагаемой методике показали, что в области малых значений водогазового фактора (10 см3/м3 и менее) и больших диаметров труб как величины потерь, так и значения минимальных дебитов, обеспечивающих вынос жидкости, полученные по разным корреляциям, сильно различаются. Лучшей из всех для интересующих нас условий оказалась корреляция Грея, однако даже она дает существенные погрешности. Так, для трубы диаметром 10,0 см корреляция Грея дает минимальный дебит около 125 тыс.м3/сут., в то время как по нашим расчетам он будет около 80 тыс.м3/сут. При этом устьевое давление по Грею не должно быть больше 1,42 МПа, а по нашим расчетам скважина будет работать даже при устьевом давлении 1,62 МПа. Для трубы диаметром 15,3 см минимальный дебит по Грею близок к нашему расчетному и составляет около 180 тыс.м3/сут. Однако максимальное давление на устье отличается на 0,4 МПа, что является чрезмерно большой величиной для диапазона давлений, характерного для завершающей стадии разработки. Приведенные результаты расчетов по предлагаемой методике подтверждаются промысловыми исследованиями.
Р us. МПа
О, тыс. м3/сут.
Рисунок 4. Иллюстрация применения модели (9)-(14): прогноз задавливания скважины водой по мере падения пластового давления для НКТ 10,0 см.
Полученные экспериментальные данные позволяют составлять прогнозы относительно момента задавливания скважин водой; пример такого расчета приведен на рисунке 4. Правая точка пересечения индикаторной линии пласта при текущем пластовом давлении, равном 1,28 МПа, и характеристической кривой лифта определяет технологический режим работы скважины на текущий момент времени. Рабочий дебит равен 160 тыс.м3/сут., устьевое давление 0,78 МПа, забойное давление 1,2 МПа. При снижении пластового давления индикаторная линия пласта сместится вниз; величина 0,89 МПа - это минимальное пластовое давление, при котором еще возможна устойчивая работа скважины. При этом дебит скважины, постепенно уменьшаясь, примет свое минимально возможное значение 46 тыс.м3/сут., забойное давление будет равно 0,87 МПа. Время, за которое пластовое давление снизится с 1,28 МПа до 0,89 МПа, можно рассчитать по текущему дебиту скважины и объему дренирования. Значение этого временного интервала позволяет оценить грядущий момент возможного возникновения проблем в связи с водопроявлениями и подготовиться к нему с использованием той или иной технологии дальнейшей эксплуатации скважины.
Проведенные расчеты по предложенной модели (9)-(14) показали хорошее совпадение с промысловыми данными. В работе для примера представлены расчеты режима работы одного из ПХГ в конце периода отбора газа и расчеты технологического режима работы группы скважин, объединенных в одну УКПГ одного из северных месторождений на завершающем этапе разработки.
Расчеты режима работы ПХГ в конце периода отбора газа по формулам для сухого газа дают завышенные значение отборов по сравнению с фактическими; учет наличия жидкости в продукции позволяет приблизить расчетные значения отборов к фактическим, поскольку некоторые скважины в конце периода отбора залавливаются водой, что не может быть учтено в рамках моделей для однофазного газа.
Расчеты работы группы скважин, объединенных в одну УКПГ месторождения на завершающем этапе разработки, показали, что для подавляющего большинства залавливающихся скважин (96%) удается сделать правильный прогноз возникающих проблем, связанных с наличием в их продукции воды. В ряде случаев скважины продолжают работать устойчиво, хотя расчеты показывают опасность их перехода в неустойчивый режим. Одной из причин такого расхождения может служить то обстоятельство, что результаты расчетов довольно чувствительны к значениям пластовых и устьевых давлений и к параметрам пласта. Точность прогноза задавливания скважин водой существенно повышается с увеличением точности промысловых данных, поэтому на завершающей стадии разработки вопрос о проведении регулярных качественных ГДИ стоит особенно остро.
В пятой главе диссертационной работы рассматриваются такие технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями, которые основаны на уменьшении диаметра лифтовой колонны (замена НКТ), снижении устьевого
давления, использовании газлифта, совместной эксплуатации по НКТ и затру-бью (концентрический лифт), использовании закачки в затрубье сухого газа.
Замена НКТ. Проведенные расчеты позволяют сделать вывод, что замена НКТ для продления срока эксплуатации залавливающихся водой скважин не всегда может быть достаточно эффективной.
Рж МПа
200 2S0
Q, тыс.м'/сут.
Рисунок 5. Замена НКТ на трубу меньшего диаметра.
Таблица 4. Параметры технологического режима работы скважины после замены НКТ на трубы меньшего диаметра
Диаметр НКТ, см Минимальное пластовое давление, МПа Рабочий дебит в исходный момент времени, тыс. м3/сут. Минимальный дебит устойчивой работы скважины, тыс.м3/сут.
15,3 1,57 157 157
10,0 1,45 105 57
7,6 1,42 62 27
6,2 1,41 38 19
Предположим, в «плохом» пласте давление уменьшилось до минимального значения, при котором скважина диаметром 15,3 см уже начинает залавливаться; тогда смена НКТ на трубу диаметром 10,0 см позволит продолжить эксплуатацию скважины до снижения пластового давления еще на 25 %; однако в случае «хорошего» пласта возможное снижение пластового давления после смены НКТ составит всего 5%. При этом замена НКТ на трубы меньшего диаметра, чем 10,0 см, как правило, приводит к резкому возрастанию потерь в стволе; по этой причине в ряде случаев переход к меньшему диаметру НКТ может привести даже к отрицательному результату.
На рисунке 5 представлены результаты расчета технологического режима работы скважины при замене НКТ на трубы различного диаметра. Для данных условий при рпл = 1,57 МПа и меньше скважина с трубой диаметром 15,3 см работать устойчиво не может. При выборе диаметра НКТ для замены следует руководствоваться расчетными параметрами технологического режима, которые представлены в таблице 4.
Из таблицы видно, что в рассматриваемом примере снижение диаметра до величин менее 10,0 см не целесообразно.
Снижение устьевого давления. Если понизить устьевое давление, например, путем подключения устьевого компрессора для единичной скважины или ввода дополнительной ДКС для группы скважин, то дебит газа первоначально увеличится, и скважину с НКТ диаметром 15,3 см можно будет эксплуатировать до снижения пластового давления на определенную величину; при этом величина минимального дебита также уменьшится. В таблице 5 представлены расчеты для «хорошего» и «плохого» пластов. Из таблицы можно сделать вывод, что снижение устьевого давления как техническое решение для продления периода устойчивой работы скважины более эффективно для пластов с высокими фильтрационными характеристиками.
Таблица 5. Расчетные результаты снижения устьевого давления для «хорошего» и «плохого» пластов.
Пласт руст = 0,78 МПа рчсг = 0,49 МПа
Рпл МНІН МПа О мши тыс.м3/сут. <3 рабі тыс.м3/сут. р ІІЛ .VIИII9 МПа <2 МИШ тыс.м3/сут.
«Хороший» 0,95 125 250 0,65 99
«Плохой» 1,39 106 140 1,07 85
Газлифт. Было рассмотрено использование газлифта для продления срока работы обводняющейся скважины и повышения таким образом конечной газоотдачи.
Расчеты проводились для разных способов установления режима закачки газа по затрубью: поддержание устьевого давления на постоянном уровне, поддержание дебита закачки на постоянном уровне, поддержание постоянной ве-
личины потерь в стволе скважины. На рисунке 6 представлена иллюстрация работы газлифта в режиме поддержания постоянного давления закачки.
Из рисунка видно, что при закачке газа по затрубью забойное давление повышается за счет поступления дополнительного количества газа, соответственно приток газа из пласта уменьшается; однако без газлифта скважина вообще не работает. В таблице 6 представлены результаты расчета газлифта для «хорошего» и «плохого» пластов при работе скважины с НКТ диаметром 10,0 см; диаметр затрубья составляет 15,3 см. Из таблицы видно, что для «хорошего» пласта использование газлифта с трубой 10,0 может оказаться не эффективным
1Д 1,1 1,0
0,9 0,3 0,7 0,6
0 20 40 60 80 100 120 140
О, тыс.м'/сут.
Рисунок 6. Иллюстрация работы газлифта.
Таблица 6. Результаты расчета газлифта для «хорошего» и «плохого» пластов.
Пласт Без закачки Закачка с поддержанием давления на устье р уст = 1,02 МПа
Рпл МИ1І9 МПа О МИШ тыс.м3/сут. <2 ДОбї тыс.м3/сут. О за к? тыс.м3/сут. Р ІІЛ МИ1І9 МПа
«Хороший» 0,89 53 27 42 0,87
«Плохой» 1Д 50 36 61 0,91
Эксплуатация скважины по концентрическому лифту. Концентрический лифт (КЛ) представляет собой две коаксиальные лифтовые трубы. Внут-
р м0, МПа
--Пласт
----Закачка по затрубью
--- і 1 ■^—Суммарный дебит
______Характеристика лифта
N \
\ \
\ \ " -, ^^
V. \
ч
ч
ч
ч \
ч \
ч \
\ \
\ \
\ \
1 1 \ 1 .1 1
реннюю (более тонкую) трубу называют центральной лифтовой колонной (ЦЛК). Газ или газожидкостная смесь могут подниматься по ЦЛК и по межколонному кольцевому пространству (МКП), ограниченному внутренней поверхностью внешней трубы и внешней поверхностью внутренней трубы.
Концентрический лифт применяется для уменьшения потерь в лифтовой колонне и таким образом увеличения дебита. Принцип действия КЛ можно представить так, как это изображено на рисунке 7. Предположим, технологический режим скважины определяется точкой 1. В точке 2 потери в стволе значительно меньше, однако и дебит существенно меньше. Применение КЛ позволяет поддерживать технологический режим скважины в точке 3, что существенно увеличивает суммарный дебит скважины. Таким образом, если часть пластового газа направить по межколонному пространству, то скважина будет работать с более высоким дебитом вследствие снижения потерь давления.
Рассмотрим условия, при которых может работать концентрический лифт. Минимум потерь в ЦЛК - первое из условий. Оно эквивалентно выполнению соотношения (11) и для ЦЛК соответствует точке 2 на рисунке 7:
¡0 = А-Рг'о+В (15)
и
= (16)
Рзаб. МПа
О, тыс.м3/сут.
Рисунок 7. Иллюстрация принципа действия концентрического лифта.
Второе условие касается работы межколонного кольцевого пространства как лифта для сухого газа. В нем необходимо поддерживать дебит не больше
22
минимального, обеспечивающего вынос жидкости, с тем расчетом, чтобы по МКП вверх двигался только газ; при этом жидкость в случае ее конденсации из газа будет стекать по стенкам вниз и выноситься через ЦЛК. Второе условие для МКП определяется из соотношения
Рг<Гг о. (17)
Таким образом, вся жидкость, поступающая из пласта, выносится через ЦЛК, а пластовый газ разделяется на два потока - в ЦЛК и в МКП. Дебит жидкости, выраженный в л/сут, определяется соотношением:
(18)
где № - величина водогазового фактора, л/тыс.м3; ()ц1К - дебит в центральной лифтовой колонне, тыс.м3/сут; {?„„, - дебит в межколонном пространстве, тыс.м3/сут. При расчетах необходимо иметь ввиду, что в формуле для модифицированного параметра Фруда должен использоваться эквивалентный диаметр межколонного пространства, который определяется из соотношения
= ^-А/Ч^+Д/ , (19)
где (¡2 - внутренний диаметр внешней трубы, I); - внешний диаметр внутренней трубы.
Р ус* мпа
О, тыс.м3/сут.
Рисунок 8. Предельные условия по давлению на устье
Одновременное выполнение условий (16) и (17) накладывает ограничения на соотношения между устьевыми давлениями межколонного пространства и центрального лифта. Межколонное пространство необходимо
«поджимать», иначе по нему может начать поступать вода; в этом случае работа МКП как лифта может быть неустойчивой. На рисунке 8 в качестве примера представлена зависимость устьевых давлений МКП и ЦЛК и разница между ними, оптимальная с точки зрения работы скважины при минимальных потерях в стволе. Уменьшение давления на устье МКП можно создавать регулируемым запорным устройством. Из рисунка 8 видно, что чем меньше дебит скважины, тем больше надо «зажимать» штуцер межколонного пространства.
Закачка в затрубье сухого газа. В работе рассмотрена еще одна технология эксплуатации скважин на поздней стадии разработки для случая, когда вода, поступающая на устье, является чисто конденсационной, что можно установить с помощью геохимических анализов. Эта технология в ряде случаев может оказаться полезной, хотя она не имеет прямой связи с представленными результатами экспериментов.
Поскольку из-за больших толщ вечномерзлых пород, характерных для месторождений Крайнего Севера, происходит интенсивный теплообмен между движущимся вверх газом (в пласте он имел температуру около 32 °С) и этими породами, температура газа, поступающего на устье, снижается до -1 +12 °С. В случаях, когда при этом температура газа в стволе становится ниже точки росы, конденсируется жидкая фаза. Если точку росы газа поддерживать ниже температуры газа по всему стволу, конденсации жидкой фазы не произойдет, и скважина будет работать устойчиво.
Понижать точку росы можно путем смешивания на забое влажного пластового газа и сухого газа, подаваемого по затрубью. Схема закачки в затрубье похожа на газлифтную, но действие у них разное.
В качестве примера рассмотрим следующие условия: пластовое давление снизилось до 1,10 МПа, эксплуатация скважины осуществляется по НКТ диаметром 10,0 см, длина НКТ 1000 м, устьевое давление составляет 0,78 МПа, пластовая температура равна 32 °С, устьевая температура равна 10 °С, в продукции газа имеется конденсационная вода. При таких условиях скважина работает на своем предельном режиме, при этом дебит достиг своего минимального допустимого значения 50 тыс. м3/сут., и для дальнейшей устойчивой эксплуатации скважины необходимо изменить технологический режим ее работы. Для дебита () = 50 тыс. м3/сут. количество выпадающей в скважине воды в единицу времени составляет 4,39 л/час, или 105 л/сут. Если не предпринять специальных мер, со временем произойдет задавливание скважины водой.
Для расчета потребного расхода сухого газа, закачиваемого по затрубью, принято, что влажность сухого газа равна IV = 0,026 см3/м3. Тогда минимально необходимый дебит газа закачки (циркуляции) составит
(к, ~Кст)
0=0 -^т (20)
где IV,и, \Ууст и - влагосодержания газа на забое, на устье и газа закачки (циркуляции), - дебит закачки (циркуляции), - дебит добываемого из пласта газа. Для условий рассматриваемого примера при закачке сухого газа в
24
объеме 61 тыс.м3/сут. из пласта будет поступать газ с дебитом 38 тыс.м3/сут. Суммарный дебит равен 99 тыс.м3/сут. Соотношение дебитов газа закачки и пластового равно 1,6; это значение практически такого же порядка, как в случае газлифта.
Влагосодержание закачиваемого газа на уровне W = 0,026 л/тыс.м3 соответствует установленным нормативными документами требованиям к газу после осушки на УКПГ в холодных климатических условиях.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Впервые проведены экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в трубах диаметром до 15,3 см при ВГФ в диапазоне
0.1.-20 см3/м3 при давлениях до 3,0 МПа;
2. На основе полученных экспериментальных результатов разработана математическая модель вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра;
3. На базе созданной модели разработана методика расчетов технологических режимов газовых скважин на завершающей стадии разработки;
4. Разработанная методика реализована в программных комплексах для расчетов технологических режимов отдельных скважин и промысла в целом;
5. Проведена апробация методики расчетов в условиях ПХГ и газового промысла.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Смирнов B.C., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Серегина Н.В. Оценка стабильности коэффициента теплопроводности блочно-цилиндрической изоляции труб лифтовых теплоизолированных (TJIT-168xl 14) по результатам стендовых и промысловых теплотехнических испытаний // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. - № 6. - С. 11-13.
2. Бузинов С.Н., Бородин С.А., Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. - 2010. - №4. - С. 55-58.
3. Бородин С.А., Пищухин В.М., Шулепин С.А., Николаев О.В. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на стенде по отработке технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2010): тезисы докладов II Международной научно-практической конференции 28-29 октября 2010 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 103.
4. Бузинов С.Н., Воронов С.А., Дудникова Ю.К., Шулепин С.А., Николаев О.В., Кодаш М.В. Интеллектуализация процессов работы подземных хранилищ газа // Подземное хранение газа: надежность и эффективность (USG-2011): те-
зисы докладов III Международной научно-практической конференции 24-25 мая 2011 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 27.
5. Бородин С.А., Бузинов С.Н., Васильев Ю.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Разработка многоцелевой установки для отработки технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки // Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. - С. 10-24.
6. Николаев О.В., Николаев В.А. Влияние эффектов релаксации на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. - 2011. - № 2. - С. 12-14.
7. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Бородин С.А., Михайлов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. О формуле для расчета потерь давления в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. - 2011. - № 12.-С. 18-21.
Подписано к печати 12.03.2012 г. Заказ № 3745 Тираж 120 экз. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Николаев, Олег Валерьевич
Обозначения
Введение
1. Проблемы эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений и их решения на современном этапе Ю
1.1. Обводнение низкодебитных газовых скважин
1.2. Современные представления о закономерностях вертикальных двухфазных потоков применительно к эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями
3.3. Сравнение с опубликованными экспериментальными результатами
3.6. Механизм возникновения дополнительных потерь за счет наличия в потоке жидкости
1.3. Существующие методики расчета технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями
2. Экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков на Стенде по отработке технологии эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений
2.1. Принципиальная схема Стенда
2.2. Методика экспериментальных работ, параметры измерительных приборов и функциональная схема Стенда
2.3. Анализ точности измерительной схемы
3. Результаты экспериментальных исследований и их анализ
3.1. Обоснование автомодельных параметров
3.2. Результаты экспериментальных исследований потерь давления в вертикальных газожидкостных потоках в трубах разного диаметра
3.4. Анализ применимости квазигомогенной модели для описания восходящих вертикальных двухфазных потоков
3.5. Анализ влияния расхода жидкости на потери давления. Уточнение набора автомодельных параметров
3.7. Составление по экспериментальным данным модели для расчета ^ двухфазных потоков при малых содержаниях жидкости и больших диаметрах труб
4. Примеры расчетов работы скважин, УКПГ и ПХГ
4.1. Расчет режима работы газовой скважины с водопроявлениями
4.2. Влияние воды в продукции газовой скважины на ее работу
4.3. Сравнение полученных данных с оценочными расчетами по формулам для минимальной скорости газа
4.4. Сравнение полученных результатов с расчетами по программе Eclipse
4.5. Прогнозирование задавливания скважины водой
4.6. Расчет работы ПХГ
4.7. Расчет технологического режима работы скважин
5. Технологии для эксплуатации скважин в условиях их задавливания водой
5.1. Уменьшение диаметра лифтовой колонны (замена НКТ)
5.2. Снижение устьевого давления
5.3. Газлифт
5.4. Эксплуатация скважины по концентрическому лифту
5.5. Закачка в затрубье сухого газа 132 Основные выводы 134 Список литературы
ОБОЗНАЧЕНИЯ
Ниже приводятся наиболее часто используемые обозначения, используемые в диссертационной работе. Нижние индексы ж, г или см при параметре относят данный параметр к жидкой фазе, газовой фазе или смеси. Нижние индексы пл, уст, раб относятся к условиям в пласте, на устье или рабочим. Нижний индекс 0 по умолчанию относится к стандартным условиям. а, Ь - коэффициенты фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа к забою скважины;
Б, с! - диаметр трубы;
§ - ускорение свободного падения; в - объемный расход газа при рабочих условиях;
Ь - длина трубы; линейный масштаб; р - давление;
С> - дебит или расход газа; qж - объемный расход жидкости;
Б - площадь поперечного сечения трубы;
Т - абсолютная температура;
V - объем; и - среднерасходная скорость газа, приведенная к площади поперечного сечения трубы; wж - среднерасходная скорость жидкости, приведенная к площади поперечного сечения трубы;
- водогазовый фактор; х - коэффициент сверсжимаемости газа; 7«У* - модифицированный параметр Фруда по газу; г - безразмерные потери давления на трение; X - коэффициент гидравлического сопротивления трубы; Р - расходное объемное содержание; р - истинное объемное содержание; р- плотность; о, - коэффициент динамической вязкости; V - коэффициент кинематической вязкости; ст - коэффициент поверхностного натяжения.
Помимо приведенных основных обозначений в работе фигурируют дополнительные обозначения, которые определяются в работе по мере их использования.
Поскольку в промысловой и лабораторной измерительной практике традиционно применяются системы единиц измерения физических величин, отличающиеся от международной системы СИ, эти отраслевые системы используются также и в настоящей работе (например, дебит газовых скважин измеряется в тыс.м /сут., пластовое давление в ряде случаев измеряется в атмосферах, перепад давления на измерительной колонне - в сантиметрах водного столба и т.д.). Для каждой конкретной физической величины указываются единицы ее измерения, а при использовании результатов экспериментов для промысловых расчетов или составления универсальных безразмерных соотношений осуществляется перевод одних единиц измерения в другие.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах"
Актуальность темы
В общей добыче природного газа ОАО «Газпром» последние десятилетия преобладающую часть составляет сеноманский газ месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. К настоящему времени основные запасы уникальных по запасам месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, уже выработаны. Естественно, что важнейшей задачей предприятий «Общества» является максимально полное извлечение из недр этих гигантов остаточных запасов газа, оцениваемых в несколько триллионов кубометров.
Однако доразработка этих месторождений связана с необходимостью адекватного решения комплекса проблем, возникающих на завершающей стадии отбора газа из продуктивного пласта. Они обусловлены снижением продуктивности добывающих скважин вследствие падения пластового давления, уменьшения фазовой газопроницаемости призабойной зоны коллектора в результате насыщения конденсационной и пластовой водой, неполного выноса жидкости из ствола скважины. При этом следует учитывать специфику отбора газа из продуктивного пласта на западносибирских месторождениях через систему скважин с эксплуатационными колоннами больших диаметров и кустовую компоновку групп скважин. Свой отпечаток накладывают суровые климатические условия, чем обусловлено наличие в разрезе осадочной толщи многолетнемерзлых пород.
В связи с этими особенностями месторождений Западной Сибири существующие методики расчетов технологического режима газовых скважин с водопроявлениями нуждаются в уточнении, поскольку для наиболее полного извлечения газа из недр необходимо поддержание работоспособности фонда эксплуатационных скважин.
Таким образом, создание методики расчетов режимов работы скважин на завершающей стадии эксплуатации уникальных газовых месторождений Западной Сибири является актуальной исследовательской задачей.
Цель работы
Разработать модель и обосновать методику расчета режима работы газовых скважин на завершающей стадии разработки применительно к условиям сеноманских залежей месторождений Западной Сибири на основе экспериментальных исследований вертикальных газожидкостных потоков с малым значением водогазового фактора в трубах большого диаметра, обобщения опыта использования существующих методик и анализа результатов промысловых исследований.
Основные задачи
1. Сравнительный анализ существующих методик расчета режимов работы газовых скважин при наличии в продукции воды и оценка степени их применимости к условиям сеноманских залежей на завершающей стадии разработки.
2. Анализ и обобщение результатов промысловых исследований скважин газовых месторождений Западной Сибири.
3. Усовершенствование стенда для исследования вертикальных потоков водогазовых смесей с целью расширения его возможностей, создание и отработка методики экспериментальных работ.
4. Проведение экспериментальных исследований на Стенде для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.
5. Создание математической модели вертикальных газожидкостных потоков и обобщение результатов экспериментов с использованием этой модели.
6. Обоснование и апробация методики расчета технологических режимов работы скважин с водопроявлениями.
Методы исследования
1. Сравнительный анализ существующих методик расчета режимов скважин с двухфазным потоком в стволе.
2. Стендовые исследования с использованием методов теории планирования эксперимента и методов подобия.
3. Математическая обработка данных лабораторных и промысловых исследований.
4. Методы численных решений дифференциальных уравнений и программирования.
5. Аналитическое обобщение результатов экспериментов с использованием методов теории движения смесей в вертикальных трубах и результатов численных решений.
Научная новизна
На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:
Получены новые экспериментальные данные о газожидкостных потоках в вертикальных трубах большого диаметра (до 15,3 см) при малых
3 3 значениях водогазового фактора (от 0,1 до 20 см /м ) для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Экспериментально показано, что квазигомогенная модель, применяемая в настоящее время для описания вертикальных газожидкостных потоков, имеет ограниченное применение при низких значениях водогазового фактора. Приведено обоснование формулы для расчетов технологических режимов газовых скважин с водопроявлениями, основанной на полученных экспериментальных результатах. Предложен безразмерный параметр подобия, характеризующий вклад жидкой фазы в общие потери давления вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра. Показано, что в устойчивой области движения двухфазной смеси этот параметр подобия в совокупности с двумя другими, известными ранее, однозначно определяет потери давления.
Уточнены на основе экспериментальных данных алгоритмы расчета потерь давления в газовых скважинах с водопроявлениями, рабочего дебита и минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой и конденсационной воды. На основе экспериментальных данных предложена методика расчета режимов работы газовых скважин с водопроявлениями, позволяющая с большей точностью (по сравнению с существующими методиками) прогнозировать технологические показатели.
Основные защищаемые положения
1. Экспериментальные зависимости потерь давления от расходных характеристик вертикальных газожидкостных потоков с малым
3 3 содержанием жидкости (от 0,1 до 20 см Чы3) в трубах большого диаметра (до 15,3 см), моделирующих условия эксплуатации сеноманских скважин Западной Сибири на поздней стадии разработки.
2. Математическая модель расчета потерь давления в стволе газовой скважины с водопроявлениями для условий разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера.
3. Усовершенствованная методика определения режима работы скважины при отборе водогазовой смеси и разработанный на ее базе программный комплекс для расчета технологических показателей эксплуатации газовых скважин применительно к условиям сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.
Практическая ценность полученных результатов
Полученные экспериментальные результаты и разработанные на их основе методики применяется:
• для расчета технологического режима работы скважин с водопроявлениями;
• для прогнозирования условий работы скважин в завершающий период разработки газового месторождения или в конце сезона отбора на ПХГ;
• для оценки эффективности применения технологий эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями;
• для составления рекомендаций по выбору оптимальной технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями;
• для оперативного определения режима работы газовых промыслов и ПХГ с учетом наличия жидкости в продукции скважин.
Созданные в процессе выполнения работы расчетные модели использовались в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для проведения расчетов по месторождениям Медвежье, Ямбургское и Уренгойское.
Использование результатов работы
Результаты работы использованы при подготовке нормативных документов:
• Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым» «Выбор режимов работы скважин на месторождении Медвежье на основании экспериментальных исследований газожидкостных потоков» (ВНИИГАЗ, 2010 г.), а при также при научном обосновании методов прогнозирования работы газовых скважин на завершающей стадии разработки в материалах отчетов
• «Совершенствование технологий и технических средств эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», в том числе с падающей добычей и сложными горно-геологическими условиями»
• «Оптимизация режимов работы самозадавливающихся газовых скважин на поздней стадии разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения»
• «Разработка рекомендаций по режимам работ скважин на месторождении Медвежье на основании исследований газожидкостных потоков на специализированном стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
• «Авторское сопровождение проекта разработки сеноманской газовой залежи Ямбургского месторождения».
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Николаев, Олег Валерьевич
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Для разработки газовых месторождений на поздней стадии характерным является задавливание скважин водой, что обусловлено в первую очередь уменьшением энергии пластового газа по мере выработки месторождения. Особенностями месторождений Крайнего Севера, с одной стороны, являются значительный слой вечномерзлых пород, что приводит к охлаждению газового потока на пути от забоя к устью и выпадению вследствие этого конденсационной воды в стволе скважины, и большие диаметры насосно-компрессорных труб эксплуатационных скважин, следствием чего являются низкие значения скоростей газового потока. С другой стороны, огромные остаточные запасы газа диктуют необходимость изучения и разработки специальных технологий эксплуатации газовых скважин в этих условиях.
2. Впервые проведены лабораторные экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в условиях, близких к реально наблюдаемым при эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера по уровню давлений, величине дебитов газа и жидкости и диаметрам труб.
3. Определен набор безразмерных автомодельных параметров, однозначно определяющих характеристики вертикальных двухфазных потоков для условий сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Впервые получен новый безразмерный параметр Ви, который определяет вклад жидкой фазы в величину потерь давления.
4.На базе полученных экспериментальных результатов разработана математическая модель для расчета режима работы газовых скважин с водопроявлениями в условиях месторождений Крайнего Севера, включающая использование впервые трех безразмерных параметров автомодельности процессов.
5.Выполнен анализ влияния содержания жидкости в газовом потоке на работу скважины, проведены расчеты работы скважин с водопроявлениями, включая работу группы скважин, объединенных в одну УКПГ, а также ПХГ на завершающем этапе отбора газа. Анализ позволяет сделать вывод, что на завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера расчеты технологического режима работы скважин необходимо проводить по корреляциям, основанным на специальных экспериментах, подобным проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
6.Расчетами технологических режимов эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями, таких как замена НКТ, ввод дополнительной ДКС, газлифт, совместная эксплуатация скважины по НКТ и межколонному пространству, показано, что выбор технологического решения зависит от конкретных условий работы скважины.
7.Обоснован алгоритм адекватного выбора технологии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями для предотвращения негативных последствий самозадавливания скважин водой и обеспечения проектных показателей разработки, включая в первую очередь конечный коэффициент извлечения газа.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Николаев, Олег Валерьевич, Москва
1. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 279 с.
2. Арманд A.A. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // Гидравлика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С.21-34.
3. Ахмедов Б.Г. Оптимизация технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями: Дис . канд.техн.наук-М., 1982. 185 с.
4. Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1980, вып.Ю. 37 с
5. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. -М., 1947.-348 с.
6. Барашкин Р.Л., Надирадзе И.А., Попадько В.Е., Самарин И.В., Сахаров В.А. Газлифтные скважины. Способы эксплуатации, модели газожидкостных потоков и методики гидравлических расчетов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 56 с.
7. Басниев К.С., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Каприелов К.Л., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Эксплуатация крупных месторождений Крайнего Севера на завершающей стадии // Газовая промышленность. -2000. № 4. - С. 20-22.
8. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта. М.: Недра, 1975. - 144 с.
9. Бикбулатов С.М., Пашали A.A. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины // Нефтегазовое дело. -2005. С. 14-16.
10. Болтенко Э.А., Смирнов Ю.А., Болтенко Д.Э. Методы и средства для определения характеристик двухфазного потока в области дисперсно-кольцевого режима течения // Теплоэнергетика. 2002. - № 3. - С. 17-22.
11. Брилл Дж.П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.
12. Бузинов С.Н. Обоснование оптимального диаметра лифтовых колонн // Проблемы добычи газа. М.: ВНИИГАЗ, 1979. - С. 117-125.
13. Бузинов С.Н., Бородин С.А, Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. 2010. - № 4. - С. 63-66.
14. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Бородин С.А., Михайлов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. О формуле для расчета потерь давления в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений" // Газовая промышленность. 2011. - № 12.
15. Бураков Ю.Г., Соколов В.А. Математическое моделирование работы установки циклического газлифта в режиме вынужденных колебаний // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2008. - 80 с.
16. Бычкова O.A. Разработка методики расчета параметров течения сырого газа с малым содержанием жидкости в морских трубопроводах: Дис . канд. техн. наук. М., 2009. - 101 с.
17. Васильев Ю.Н., Дубина Н.И. Прогнозирование обводнения газовых скважин конденсационной водой. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2005. - 64 с.
18. Витман J1.A., Кацнельсон Б.Д., Палеев И.И. Распыливание жидкости форсунками. М.: Госэнергоиздат, 1962. - 265 с.
19. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. -Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977. 27 с.
20. Выбор режимов работы скважин на месторождении Медвежье на основании экспериментальных исследований газожидкостных потоков. Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым». М.: ВНИИГАЗ, 2010.-35 с.
21. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие. М.: Недра, 1988. - 575 с.
22. Глухенький А.Г. Разработка методов повышения эффективности эксплуатации системы "пласт скважина - шлейф - ДКС - УКПГ" на газовых промыслах Крайнего Севера: Дис . канд. техн. наук. - Надым, 2008. - 179 с.
23. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523 с.
24. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Ремизов В.В. Технология разработки крупных газовых месторождений. М.: Недра, 1990. - 302 с.
25. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 400 с.
26. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994. - 240 с.
27. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1991.-304 с.
28. Грон В.Г., Сахаров В.А. Исследование газожидкостного подъемника. -М.: МИНГ, 1986. 69 с.
29. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1973 .-240 с.
30. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в период падающей добычи. М.: Недра, 2006. - 214 с.
31. Гукасов H.A., Кучеров Г.Г. Теория и практика добычи газожидкостных смесей. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2005. - 307 с.
32. Диб Айман Реда. Разработка методики расчета параметров работы скважин при периодическом газлифте: Дис . канд. техн. наук. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000. - 103 с.
33. Дикамов Д.В. Совершенствование технологии эксплуатации скважин сеноманских залежей по концентрическим лифтовым колоннам на поздней стадии разработки: Дис . канд. техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 2011 г. - 102 с.
34. Динариев О.Ю., Николаев О.В. Релаксационные явления при фильтрации плотного газа // Известия АН СССР, МЖТ. 1991. - № 1. - С. 105-113.
35. Дубина H.H. Прогнозирование обводнения продуктивных пластов сеноманских отложений на завершающей стадии разработки: Дис . канд. техн. наук. - Москва, 2002. - 156 с.
36. Дубров Ю.В. Совершенствование технологии и техники эксплуатации газоконденсатных скважин на завершающей стадии разработки месторождений: Дис . канд. техн. наук. Ухта, УГТУ, 2007. - 190 с.
37. Дудов А.Н. Совершенствование технологий эксплуатации скважин и подготовки природного газа на поздней стадии разработки крупных газовых месторождений: Дис . канд. техн. наук. Новый Уренгой, 2001. - 269 с.
38. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов JI.C. Эксплуатация газовых скважин. М.: Наука, 1995. - 360 с.
39. Ермилов О.М., Дегтярев Б.В., Курчиков А.Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера: Теплофизические и геохимические аспекты. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2003. - 223 с.
40. Ермилов О.М., Лапердин А.Н., Иванов С.И. Добыча газа и газоконденсата в осложненных условиях эксплуатации месторождений. -Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. 291 с.
41. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. - 541 с.
42. Зотов Г.А. Что такое рациональная энергосберегающая разработка месторождений природного газа? // Газовая промышленность. 2000. - № 1. -С. 8- 11.
43. Иванов С.И. Особенности разработки, освоения и эксплуатации газоконденсатных месторождений на завершающей стадии. М.: Недра, 2005.-247 с.
44. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М., Недра, 1980.-301 с.
45. Истомин В.А., Квон В.Г. Методика и результаты расчета двухфазных равновесий природного газа с конденсированными водными фазами // Актуальные проблемы освоения газовых месторождений Крайнего Севера. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 180-204.
46. Казаков Б.О. Оптимизация технологического процесса удаления жидкости из газовых скважин с применением поверхностно-активных веществ: Дис . канд. техн. наук. Москва, 1986. - 184 с.
47. Козлов Б.К. Режимы и формы движения воздуховодяной смеси в вертикальной трубе // Гидравлика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С. 11 - 20.
48. Коротаев Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 35-54.
49. Коротаев Ю.П. К вопросу о газонасыщенности при движении газожидкостных смесей по вертикальным, наклонным и горизонтальным трубам // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 72-78.
50. Коротаев Ю.П. Лабораторные исследования работы газовых скважин с жидкостью на забое // Коротаев Ю.П., Избранные труды в 3-х томах. Том 1. - М.: Недра, 1996. - С. 263 - 281.
51. Крылов Г.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2005. - 392 с.
52. Кучеров Г.Г. Методика гидродинамического анализа движения потока в стволе газоконденсатной скважины при промысловых исследованиях: Дис . канд. техн. наук. Москва, 2001. - 168 с.
53. Кутателадзе С. С. Анализ подобия и физические модели. -Новосибирск: Наука, 1986. 296 с.
54. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. - 296 с.
55. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматлит, 1959. - 700 с.
56. Ли Д., Никенс Г., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.
57. Лутошкин Г.С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы "жидкость-газ" на работу эргазлифта: Дис . канд. техн. наук. М.: ВНИИ, 1956. - 173 с.
58. Мазанов C.B. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин: на примере месторождений Крайнего Севера: Дис . канд. техн. наук. Ставрополь, 2006. - 161 с.
59. Мамаев В. А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин A.A. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1969. - 208 с.
60. Мае л ов В.H. Методология и технология управления разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири: Дис . канд. техн. наук. Тюмень, 2007. - 392 с.
61. Медко В.В. Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров: Дис . канд. техн. наук. М., 2007. - 144 с.
62. Меньшиков С.И., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Морозов И.С. Эксплуатация объектов газодобычи на поздней стадии разработки // Газовая промышленность. 2010 г. - Спец. выпуск "РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина - 80 лет". - С. 40 - 44.
63. Метод определения минимально необходимой скорости выноса жидкой фазы с забоя скважины и прогнозирование изменения ее на последующие этапы разработки: Отчет о НИР / Коми филиал ВНИИГАЗа; Руководитель Долгушин Н.В.; № РГ 0188.0029281. Ухта, 1988. - 40 с.
64. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Глухенький А.Г., Мельников И.В., Шулятиков И.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождений // Газовая промышленность. -2010.-№2.-С. 76-77.
65. Михайлов Н.В. Комплекс мероприятий по улучшению условий эксплуатации газопромысловых объектов сеноманских залежей Крайнего Севера // Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера. М.: Недра, 1997. - С. 145-153.
66. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.
67. Мукерджи X. Производительность скважин. М.: 2001. - 183 с.
68. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: ГНТИНЛ, 1949. - 451 с.
69. Муравьев В.М., Ямпольский В.И. Основы газлифтной эксплуатации скважин. М.: Недра, 1973. - 186 с.
70. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 1. - М.: Наука, 1987. - 464 с.
71. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Часть 2. - М.: Наука, 1987.-360 с.
72. Николаев О.В. Аппроксимация Паде применительно к численной обработке результатов лабораторных экспериментов // Повышение эффективности систем и разработки месторождений природного газа. М.: ВНИИГАЗ, 1988. - С. 98-103.
73. Николаев О.В. Влияние микроструктуры пористой среды на фильтрационные параметры // Разработка газовых месторождений с АВПД. -М.: ВНИИГАЗ, 1985. С. 20-27.
74. Николаев О.В. Отклонения от закона Дарси в условиях ламинарного режима фильтрационного потока // Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1986. С. 121-128.
75. Николаев О.В., Динариев О.Ю. Релаксационные явления в насыщенных пористых средах при нестационарной фильтрации жидкостей иплотных газов // Проблемы нефтегазового комплекса забота молодых. - М.: ВНИИГАЗ. - 1990. - С. 94.
76. Николаев О.В., Николаев В.А. Влияние эффектов релаксации на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения. Газовая промышленность. - 2011. - № 2. - С. 12-14.
77. Одишария Г.Э., Толасов Ю.А., Клапчук О.В. Область существования и истинное газосодержание при восходящем кольцевом режиме течения в трубах // Разработка газовых месторождений, транспорт газа. М.: ВНИИГАЗ, 1974. - Вып.З. - С. 128 - 138.
78. Одишария Г.Э., Точигин A.A. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 398 с.
79. Патент РФ N 48581. Установка для моделирования натурных условий работы скважин газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений / Тер-Саркисов P.M., Бузинов С.Н., Шулятиков И.В. и др. Приоритет 13.05.2005; Опубликован 27.10.2005, BHN 30.
80. Пирвердян H.A. Определение гидравлических сопротивлений газожидкостных потоков с учетом реальных свойств жидкости и газа для широкого диапазона газосодержания и различных структур потока: Дис . канд. техн. наук. Баку, 1984. - 122 с.
81. Поваров И.А., Валюшкин A.A. О возможности эксплуатации обводненных газовых скважин // Экспресс-Информация. Серия "Геология, бурение и разработка газовых месторождений". - М.: ВНИИЭГазпром, 1982. -Вып. 21.-С. 1 -5.
82. Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера / Под ред. проф. Вяхирева Р.И. // Сб. научных трудов. М.: Недра, 1997. - 655 с.
83. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1977. - 184 с.
84. Рачинский М.З. Конденсационные воды газовых и газоконденсатных залежей. М.: Недра, 1981. - 84 с.
85. Ремизов В.В., Крылов H.A., Иванова Н.Г. Запасы месторождений, ожидаемых к открытию в сеноманском комплексе Западной Сибири // Газовая промышленность. 2001. - № 1. - С. 77-80.
86. Ротов A.A., Трифонов A.B., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Моделирование работы газового промысла как единой термогидравлической системы // Газовая промышленность. 2010. - № 10. - С. 46 - 49.
87. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 398 с.
88. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1977.-440 с.
89. Сиротин A.M., Смирнов B.C., Шулятиков И.В., Сидорова С.А., Шулятиков В.И. Приоритетные технологии и техника эксплуатации скважин // Газовая промышленность. 1998. - № 8. - С. 46 - 48.
90. Совершенствование систем разработки, добычи и подготовки газа на месторождениях Крайнего Севера / Под ред. проф. Вяхирева Р.И. М.: Наука, 1996.-415 с.
91. Телетов С.Г. Об обработке в безразмерных величинах опытных данных по паро- и газожидкостным смесям и о методике эксперимента // Гидродинамика и теплообмен при кипении в котлах высокого давления. М.: Изд. АН СССР, 1955. - С. 46 - 64.
92. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.-659 с.
93. Тер-Саркисов P.M., Амурский Г.И., Степанов Н.Г. Классификация извлекаемых остаточных запасов газа // Газовая промышленность. 2000. -№ 12. - С. 32-33.
94. Тер-Саркисов P.M., Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н. и др. Особенности добычи низконапорного газа // Газовая промышленность. 2005. - № 11. - С. 67-71.
95. Тер-Саркисов P.M., Сулейманов P.C., Бузинов С.Н. и др. Новый этап в изучении газожидкостных потоков в вертикальных трубах // Газовая промышленность. 2006. - № 3. - С. 64 - 67.
96. Тер-Саркисов P.M., Цыбульский П.Г., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г. Особенности освоения Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. 2000. - № 4. - С. 22 - 24.
97. Ткач Г. Определение оптимальных условий движения газожидкостных смесей в системе забой выкидная линия (применительно к фонтанным и газлифтным скважинам): Дис . канд. техн. наук. -М.: 1984. - 172 с.
98. Толмачев Д.В. Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин: Дис . канд. техн. наук. М., 2007. - 150 с.
99. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972. - 440 с.
100. Федосеев А. В. Газлифтная эксплуатация глубоких газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождений: Дис . канд. Техн. наук. М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 201 с.
101. Фукс H.A. Испарение и рост капель в газообразной среде. М.: Изд. АН СССР, 1958.-93 с.
102. Ходжаев В.В. Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое: на примере Уренгойского месторождения: Дис . канд. техн. наук. Уфа, 2008. - 127 с.
103. Хьюитт Дж., Холл-Тэйлор Н. Кольцевые двухфазные течения. М.: Энергия, 1974. - 408 с.
104. Чикайса Финлай Дарио. Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника: Дис . канд. техн. наук. -Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. 87 с.
105. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. -М.: Недра, 1986. 204 с.
106. Шестакова А.В. Технологические параметры эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений // Газовая промышленность.-2011.-№2.-С. Ю-11.
107. Шулятиков И.В. Разработка технологии и оборудования для удаления жидкости из скважин: Дис . канд. техн. наук. Москва, 2007. - 112 с.
108. Юдов Ю.В. Особенности моделирования гидродинамики расслоенного и дисперсно-кольцевого режимов течения двухфазного потока в расчетном коде КОРСАР // Теплоэнергетика. 2002. - № 11. - С. 30 - 35.
109. Aziz К., Govier G.W., Fogarasi М. Pressure Drop in Wells Predicting Oil and Gas // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1972. - July-September. - P.3 8.
110. Chupin G., Ни В., Haugset Т., J.Sagen, M.Claudel. Integrated Wellbore/Reservoir Model Predicts Flow Transients in Liquid-Loaded Gas Wells. SPE 110461. - P. 1-11.
111. Coleman S.B., Clay H.B., McCurdy D.G., Lee Norris III H. A New Look at Prediction Gas-Well Load-Up // Journal of Petroleum Technology. 1991. -March. - P. 329 - 333.
112. Duns, H., Jr. Ros, U.C.J.: Vertical flow of gas and liquid mixtures in wells // Proc. 6th World Petri. Congress. Frankfurt. - 1963. - Sect. II. - P. 451 - 465.
113. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits // Journal of Petroleum Technology . 1965. - April. - P. 475 - 484.
114. Hughmark G.A., Pressburg B.S. Holdup and Pressure Drop With Gas-Liquid Flow in a Vertical Pipe // A.I.Ch.E. Journal. Vol. 7. - № 4. -1961. - December. -P. 677 - 682.
115. Gill L.E., Hewitt G.E., Lacey P.M.C. Sampling probe studies of the gas core in annular two-phase flow. II. Studies of the effect of phase flowrates on phase and velocity distribution // Chem. Eng. Sci. 1964. - V.19. - P.665.
116. Ilobi M.I., Ikoku C.U. Minimum Gas Flow Rate for Continuous Liquid Removal in Gas Wells // SPE 10170. 56-th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the SPE, Texas, October 5-7, 1981.
117. Lea J.F., Tighe R.E. Gas Well Operation With Liquid Production // SPE 11583. Production Operation Symposium, Oklahoma, 1983. - P. 307 - 319.
118. Moltz A.K. Predicting Gas Well Load-Up Using System Analysis // SPE 24860. 67-th Annual Technical Conference and Exhibition of SPE, Washington, 1992. - P. 983 - 988.
119. Orkiszewski J. Predicting Two-Phase Pressure Drops in Vertical Pipe // Journal of Petroleum Technology. 1967. - June. - P. 829-838.
120. Oudeman P. Improved Prediction of Wet-Gas-Well Perfomance // SPE Production Engineering, August, 1990. P. 212-216.
121. Petalas N., Aziz K. A Mechanistic Model for Stabilized Multiphase Flow in Pipes // Petroleum Engineering Department. -Stanford University. 1997. -August.
122. Turner R.G, Hubard M.G., Dukler A.E. Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for Continuous removal of Liquids from Gas Wells // Journal of Petroleum Technology. 1969. - November. - 1475 Trans. AIME, 246.
123. Turner R.G. Liquid Removal from Gas Wells // 1970 European Gas Seminar. 28 p.
124. VFPi User Course. Schlumberger. - GeoQuest. - 1999. - 90 p.
-
Николаев, Олег Валерьевич
-
кандидата технических наук
-
Москва, 2012
-
ВАК 25.00.17
- Экспериментальное моделирование режимов эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей
- Совершенствование технологии эксплуатации газовых скважин с наличием жидкой фазы на забое
- Экспериментальное обеспечение разработки технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии
- Технология удаления жидкости из газовых скважин с лифтовыми колоннами больших диаметров
- Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин
