Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин"

ТОЛМАЧЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ ПРИ ДВУХФАЗНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2007

ТОЛМАЧЕВ ДМИТРИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

УСЛОВИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ ПРИ ДВУХФАЗНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ

СКВАЖИН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2007

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

С.Н.Бузинов

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

К.С.Басниев

кандидат технических наук А.С.Малых

Ведущая организация: Институт проблем нефти и газа РАН

Защита диссертации состоится «/<5" » мая 2007 г. в 13 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ»

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ»

Автореферат разослан » апреля 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук

Н.Н.Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

В настоящее время значительная часть газовых месторождений России находится на заключительной стадии разработки. Эксплуатация таких месторождений осложнена тем, что при малых дебитах в газовых скважинах скапливается большое количество жидкости. С аналогичными проблемами сталкиваются при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) в конце сезона отбора. Условиями эффективной эксплуатации при этом являются определение дебитов скважин, предотвращающих явление самозадавливания, и надежное обоснование режимов движения газа в наземных сооружениях по заданной производительности (либо давлению на выходе) станции (месторождения).

Изучение проблемы движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах имеет многолетнюю историю. Однако до настоящего времени нет общепринятой методики расчета потерь давления в стволах газовых скважин с учетом наличия жидкости в потоке газа. Особенно мало внимания уделено вопросам низких насыщенностей газа жидкостью, которые имеют место на ПХГ и газовых месторождениях.

Поэтому изучение условий повышения эффективности эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин является актуальной задачей исследований.

Цель работы

Обоснование режимов работы газового промысла (ПХГ) как единой системы, включающей скважины, промысловые газопроводы, дожимные компрессорные станции, установки комплексной подготовки газа и межпромысловые коллектора при наличии жидкости в стволах эксплуатационных скважин.

Основные задачи

1. Исследование особенностей расчета потерь давления в эксплуатационных газовых скважинах, в продукции которых содержится жидкая фаза.

2. Усовершенствование методики такого расчета.

3. Создание методики расчета режимов работы наземных сооружений ПХГ (газового промысла) в зависимости от заданного давления (либо расхода) газа в точке подключения к подводящему газопроводу.

4. Разработка программного комплекса для определения условий эффективной эксплуатации ПХГ (газового промысла) при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин.

5. Оценка результатов применения разработанного программного комплекса как для отдельных скважин газовых промыслов, так и газовых промыслов (ПХГ) в целом.

Методы исследования

^ При проведении работы автором были использованы:

^ теория движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах;

^ методы аппроксимации экспериментальных данных аналитическими зависимостями;

^ методы численного интегрирования дифференциальных уравнений;

^ численные методы поиска корней уравнения;

^ методы модульного и объектно-ориентированного программирования.

Научная новизна

На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

Составлены новые алгоритмы поиска рабочего и минимального рабочего дебитов газовых скважин, в продукции которых содержится жидкая фаза, использующие математические методы поиска корней уравнений.

Разработаны методы расчета режимов работы газовых скважин, работающих с водопроявлениями, при закачке газа в затрубное пространство, при совместной эксплуатации газа по НКТ и затрубью, при эксплуатации по многоступенчатому лифту, при вскрытии скважиной нескольких продуктивных пластов. Обоснован подход к расчету режимов работы системы ПХГ в целом (от скважин до подводящего газопровода), состоящий из двух этапов - прямого и обратного счета.

Основные защищаемые положения

1. Усовершенствованная методика расчета потерь давления в эксплуатационных газовых скважинах, в продукции которых содержится жидкая фаза.

2. Методика расчета рабочего и минимального дебетов эксплуатационных газовых скважин при газожидкостном потоке в стволах.

3. Методика расчета режимов работы ПХГ (газового промысла) как единой системы (от скважин до подводящего газопровода) при наличии жидкости в стволах добывающих скважин.

Практическая ценность полученных результатов

Полученные результаты обоснования технологических режимов работы скважин ПХГ (промысла) могут использоваться для оценки эффективности новых технологических решений по эксплуатации газовых скважин, а также для прогнозирования условий работы скважин в завершающий период разработки газового месторождения (конец сезона отбора на ПХГ).

Разработанные автором методики и их программная реализация, позволяют оперативно определять режимы работы как отдельных скважин газовых промыслов, так и газовых промыслов (ПХГ) в целом, с учетом наличия жидкости в продукции скважин.

Созданные в процессе выполнения работы программные комплексы успешно используются в ООО «ВНИИГАЗ» для проведения расчетов по Невскому ПХГ, Совхозному ПХГ, Касимовскому ПХГ, месторождению Медвежье, ряду других объектов.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы неоднократно докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах, в том числе:

^ 55-ая Юбилейная межвузовская студенческая научная конференция «Нефть и Газ 2001»;

^ 4-ая и 5-ая Всероссийские конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности»;

^ Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (2004);

^ Конкурс молодежных разработок среди предприятий и организаций Топливно-Энергетического Комплекса 2004;

■S 8-ая Московская международная выставка «Нефть и газ -2005» (стенд НС «Интеграция»);

S Международная конференция «Подземное хранение газа: надежность и эффективность» («ПХГ - 2006»).

Публикации

Основное содержание работы изложено в 6 опубликованных работах, в том числе 1 работа в журнале, включенном в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 104 наименований. Общий объем работы составляет 137 печатных страниц. Текст работы содержит 54 рисунка и 32 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы и постановка задачи.

В первой главе диссертационной работы приведен обзор исследований по вопросам движения газа с водой по вертикальным трубам и работе наземных сооружений ПХГ.

Вопросы движения газожидкостных смесей по трубам изучаются в различных областях техники, где ставятся и решаются свои, специфические задачи. Тем не менее, теоретические основы движения многофазных смесей, методы решения задач во многом сходны. В области тепловой и атомной энергетики вопросы движения газожидкостных смесей рассматриваются более разносторонне в теоретическом плане, но требования к точности расчетов здесь не такие строгие, как в области добычи газа (Чисхолм Д.).

Впервые дифференциальное уравнение движения газожидкостной смеси было получено Д. Верслюисом в 1930 году. В первой отечественной работе по данной тематике А.П.Крылов получил простую зависимость между дебитом поднимаемой жидкости и количеством подаваемого газа. Непосредственным развитием работы А.П.Крылова явилось исследование Г.С.Лутошкина, основанное на лабораторных экспериментах по изучению движения смесей воздуха с жидкостями, отличающимися от воды по физическим свойствам. Последующие

теоретические исследования газожидкостного подъемника были проведены А.М.Пирвердяном с использованием критериев подобия.

Значительное число работ, связанных с изучением движения двухфазных систем в вертикальных трубах, посвящено изучению истинного газосодержания (Арманд А.А.). Мамаев В.А., Одишария Г.Э. и Клапчук О.В исследовали зависимость истинного газосодержания от расходного газосодержания, параметров Фруда и Рейнольдса.

Вопросами исследования движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам занимались многие зарубежные авторы: Поэт-ман и Карпентер, Дане и Рос, Хагедорн и Браун, Оркишевский, Азиз и Говье и другие.

Экспериментальным исследованиям движения газа и жидкости в вертикальных трубах посвящены работы Уолиса, который, основываясь на экспериментальных данных, нашел, что основным критерием, определяющим переход от пробкового режима течения к кольцевой структуре, является модифицированный критерий Фруда.

Дж. Хьюитт исследовал влияние плотности газа на процесс перехода от пробкового режима течения к кольцевому.

Анализу движения потока в стволе газоконденсатной скважины посвящены работы Г.Г.Кучерова.

Наиболее полный анализ всех существующих методик расчета режимов движения газожидкостной смеси проведен Сахаровым В.А. и Моховым М.А. Авторы разделили все существующие в настоящее время методики на две группы и доказали, что ни одну из этих методик нельзя считать универсальной.

В отличие от методик расчета режимов движения двухфазных смесей в вертикальных трубах, методик расчета движения газа в наземных сооружениях газовых промыслов опубликовано крайне мало. В основном это методики, позволяющие получить оценку работы промысла при помощи графоаналитических методов (Гвоздев Б.П., Подкопаев А.П., Балыбердина И.Т и др.)

Существует ряд программных комплексов, позволяющих рассчитывать движение газа в наземных сооружениях газовых промыслов, созданных и развиваемых коммерческими фирмами-производителями программного обеспечения. Эти программные комплексы (Р1РЕРНА8Е фирмы ЗишБа-ЕББсог, С)ЬОА2000 фирмы 8сапс1ро\¥ег, Р1РЕ81М фирмы БсЫитЬе^ег и т.д.) являются дорогостоящими коммерческими продуктами. Включение в любой из них разработанной автором методики расчета потерь давления в газовой скважине с учетом наличия жидкости в потоке газа является нерацио-

нальным, в связи с перспективой ее адаптации по новым экспериментальным данным.

Итоговым выводом настоящей главы является то, что до сих пор не создана отечественная инженерная методика расчета движения газа в наземных сооружениях при работе газового промысла или ПХГ с учетом наличия жидкости в продукции эксплуатационных скважин.

Во второй главе изложена разработанная автором методика расчета потерь давления в эксплуатационных газовых скважинах и режимов их работы при наличии жидкости в стволе.

Во ВНИИГАЗе были проведены эксперименты по измерению потерь давления, которые возникают из-за наличия жидкости в потоке газа. На территории Опытного завода института, была создана по проекту к.т.н. Шулятикова В.И. специальная установка, предназначенная для исследования потерь давления в вертикальных трубах при движении двухфазных смесей. Для газовых скважин, как правило, насыщенность жидкостью не превышает нескольких процентов. Случаи высоких насыщенностей жидкостью, характерных для нефтяных и водяных скважин, при проведении экспериментов не рассматривались.

Эксперименты по движению газожидкостных смесей проводились по следующей методике:

^ Задавался постоянный расход воздуха;

^ При помощи расходомеров, установленных на входе и на выходе из установки, определялся момент стабилизации расхода газа по всей длине трубы; Подавался фиксированный расход жидкости;

^ Замерялись расход газа, расход жидкости, давление на входе в модель, перепад давления в модели, водонасыщенность модели.

В проведенных экспериментах определялась величина АЯ„„

I = •

Рж'%

и ее зависимость от двух безразмерных параметров

АРтр - потери давления в трубе (кгс/см2);

Р?, Рж - плотности газа (при рабочих условиях) и жидкости (кг/м3);

И - внутренний диаметр трубы (м);

Ь - длина трубы (м);

и - скорость газа (м/с);

V/ - средняя по сечению трубы скорость жидкости (м/с);

Рг* - модифицированный параметр Фруда; ' паРаметР Фруда Для жидкости.

При заданном расходе жидкости получена однозначная зависимость удельных потерь давления г от параметра Гг* (рис. 1).

Полученные экспериментальные зависимости г(/7/-*, Ргж) были нами аппроксимированы, для использования в численных расчетах, гладкой (с непрерывной производной) числовой функцией.

Рис. 1. Экспериментальная зависимость потерь давления в вертикальной скважине от комплексного параметра Фруда и расхода жидкости.

По результатам экспериментов были сделаны выводы, что при малых насыщенностях жидкостью вертикальной трубы, которые имеют место на газовых месторождениях и подземных хранилищах газа, газовую фазу можно рассматривать как непрерывную, а наличие жидкости в потоке можно рассматривать как наличие посторонних частиц, приводящих к увеличению гидравлических сопротивлений

потока. В этом случае закон гидравлического сопротивления можно представить в виде ( 2 ), где первое слагаемое в правой части уравнения характеризует гравитационные потери, второе - характеризует потери давления на трение, ускорение смеси, изменение поверхностной энергии, теплообмен и т.д.

~ = ■Е + 1{Рг"'Ргж\Рж -ё (2)

аЬ

Такая запись отличается от общепринятой тем, что в весовой составляющей участвует плотность газа, а не смеси. Это сознательное допущение, сделанное исходя из следующих соображений:

^ удобство учета новых экспериментальных данных при такой форме записи;

особенности замера потерь давления на экспериментальной установке, которая на сегодняшний день является уникальной в мировом масштабе и, видимо, будет определять в ближайшие годы развитие науки в рассматриваемых вопросах; на установке можно не только моделировать но и воспроизводить режимы работы эксплуатационных скважин;

V малая насыщенность потока газа жидкостью, в связи с чем общепринятая запись с плотностью смеси в весовой составляющей потерь давления подходит плохо;

^ достоверное определение плотности смеси по результатам экспериментов затруднительно;

^ косвенным подтверждением правильности такого подхода является сохранение однозначной зависимости потерь давления от параметров Рг и Ргж для высоких давлений, когда столб газа оказывает значительное воздействие.

Основой для расчетов режимов работы скважины с учетом наличия жидкости в стволе является определение устьевого давления по заданным забойному давлению, расходу газа и расходу жидкости. Алгоритм определения устьевого давления заключающийся в численном интегрировании уравнения ( 2 ), включает:

1. Выбор шага интегрирования АЬ , внутри которого плотность газа, температуру и расход жидкости, а следовательно и параметры /V и , можно считать постоянными величинами.

2. Определение плотности газа, а также параметров Рг и Ргж по известному давлению в начале интервала (для первого интервала -это заданное забойное давление скважины).

3. Расчет потерь давления на участке АЬ по уравнению (3 ):

АР = §\рг+1{ЕГ',РГж)-Рж)-Ы (3)

4. Определение давления в конце данного интервала, или в начале следующего, по известному давлению в начале интервала и по найденным потерям давления.

5. Распределение давления по стволу скважины и устьевое давление оцениваются последовательным повторением операций 2-4.

Рабочим дебитом скважины, в рамках диссертационной работы, называется такой дебит, при котором вся жидкость, поступающая в скважину из пласта, а также вся жидкость, выделяющаяся в стволе скважины из газа, полностью выносится из скважины, поэтому накопления жидкости в скважине не происходит.

Рабочий дебит устойчив, то есть при скачке устьевого давления и последующем его возвращении к исходной величине, дебит скважины также вернется к исходному. В случае работы в неустойчивом режиме при скачке давления скважина либо войдет в режим самоза-давливания, либо самопроизвольно перейдет на устойчивый дебит.

Минимальным рабочим дебитом скважины называется рабочий дебит, ниже которого в скважине накапливается жидкость.

По вышеизложенному алгоритму можно определить зависимость устьевого давления от забойного давления. При низких забойных давлениях, когда дебит скважины высок и вся жидкость выносится из скважины, устьевое давление относительно низкое. Постепенно, с увеличением забойного давления, дебит газа, поступающего из пласта, уменьшается и, соответственно, устьевое давление растет (рис. 2).

При определенном забойном давлении (на рис. 2 оно составляет 78,3 кгс/см2) наступает переломный момент: несмотря на то, что забойное давление растет, и дебит скважины уменьшается, устьевое давление не растет, а снижается. Это явление обусловлено тем, что происходит процесс накопления жидкости в стволе скважины и дебита газа уже не хватает для того, чтобы выносить жидкость из скважины. Жидкость, непрерывно накапливающаяся в скважине, оказывает все большее сопротивление потоку газа, поэтому устьевое давление падает. «Переломное» забойное давление (Р3АБеи1у) и является забойным давлением, при котором реализуется минимальный рабочий дебит скважины.

Следует иметь в виду, что режимы работы скважины при забойных давлениях выше Рзаб(!ШК . хотя и реализуемы, но не являются рабочими, т.к. при этих режимах происходит непрерывный процесс на-

копления жидкости в скважине - скважина самозадавливается. Поиск РзлБдт можно осуществлять при помощи различных численных методов. Нами использовался известный метод «золотого сечения» поиска экстремума функции.

зона режимов ^тыс.м3 Руст(^) зона рабочих режимов самозадавпивания

Рис. 2. Типичная зависимость устьевого давления и зависимость пластового дебита от забойного давления для газовой скважины, в стволе которой присутствует жидкость.

В соответствии с вышеизложенным, алгоритм определения минимального рабочего дебита скважины состоит из трех этапов:

1. По алгоритму определения устьевого давления, определяем зависимость устьевого давления от забойного;

2. Определяем забойное давление, соответствующее экстремуму найденной зависимости;

3. По найденному забойному давлению определяем минимальный рабочий дебит скважины из двучленной формулы притока пластового газа ( 4 ).

Р1-Р1 = А-а + В-01\ где: (4)

А - коэффициент фильтрационного сопротивления скважины, (кгс/см2)2Дтыс.м3/сут);

В - коэффициент фильтрационного сопротивления скважины, (кгс/см2)/(тыс.м3/сут)2;

?з> ?пл ~ забойное и пластовое давления, кгс/см2;

0. - дебит газа при стандартных условиях, тыс.м3/сут.

Зависимость, изображенная на рис. 2, состоит из двух частей.

Левая часть — зона рабочих режимов работы скважины, правая - зона режимов самозадавливания скважины. Левая и правая ветви кривой разделяются точкой, отвечающей забойному давлению Рзаб2Ш, а соответствующему минимальному рабочему дебиту.

Рабочий дебит скважины определяется исходя из величины Рзабра,: , найденной путем поиска точки пересечения левой ветви зависимости с заданным устьевым давлением (рис. 2). Очевидно, такая точка пересечения либо одна, либо не существует, т.к. левая ветвь монотонна и ограничена. Поиск точки пересечения можно производить при помощи различных численных методов поиска корней уравнения. Нами использовался метод деления отрезка пополам.

Таким образом, алгоритм определения рабочего дебита скважины по заданному устьевому давлению состоит из четырех этапов:

1. По алгоритму определения устьевого давления, определяем зависимость устьевого давления от забойного;

2. По алгоритму определения минимального рабочего дебита скважины, находим забойное давление Р;

3. Находим забойное давление Рзабрлп, соответствующее точке пересечения левой ветви найденной зависимости с заданным значением устьевого давления;

4. По найденному Рзабрлп , определяем рабочий дебит скважины по двучленной формуле притока газа из пласта ( 4 ).

Расчет эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье

Эксплуатация скважины с циклической закачкой газа в затрубье может производиться при недостаточных дебитах скважины для выноса жидкости. Алгоритм расчета режима работы скважины с учетом наличия жидкости в продукции при закачке газа в затрубье по заданному устьевому давлению приведен ниже:

1. Задать дебит закачки газа в затрубье.

2. Определить зависимость устьевого давления скважины от забойного по следующей процедуре:

2.1.Для каждого значения забойного давления определяем пластовый дебит газа, дебит жидкости, параметры Рг и Рг

'ж •

2.2.По алгоритму расчета потерь давления в скважине, задавшись дебитом газа равным сумме дебита закачки и пластового дебита, определяем устьевое давление.

2.3.По алгоритму определения минимального рабочего дебита скважины, находим забойное давление рзабвш ;

2.4.Находим забойное давление Р^аб* соответствующее точке пересечения левой ветви найденной зависимости с заданным значением устьевого давления;

3. По найденному Рзабрлп> определяем рабочий дебит скважины по двучленной формуле притока газа из пласта ( 4).

Расчет совместной эксплуатации скважины по лифту и за-трубью

Эксплуатация газовой скважины совместно по лифтовым трубкам и затрубью может использоваться для кратковременного повышения производительности скважины. Кроме того, движение газа по концентрически расположенным трубам реализуется при спуске в НКТ трубок меньшего диаметра, например, колтюбинговых.

При проведении расчетов рассматриваемого режима работы, НКТ обсчитывается в точности по выше приведенным алгоритмам. Затрубье же обсчитывается по той же методике с применением «эффективного диаметра», то есть в расчетах рассматривается фиктивная труба диаметром, определяемым по формуле ( 5 )

И =.ГГ -И1 где. (5)

ЭФ \] ЗАТР НКТВНЕШП > 1 4 '

£>ЭФ - «эффективный» диаметр фиктивной трубы, см; 0ЗАТР -диаметр затрубья, см; Р>нктвнеш - диаметр НКТ внешний, см.

Тонким моментом при таком подходе является распределение количеств поступающей из пласта жидкости между НКТ и затрубьем. На рис. 3 сплошной кривой изображена типичная зависимость производительности скважины при совместной эксплуатации по НКТ и затрубью от соотношения количеств пластовой воды, поступающей в НКТ и в затрубье. Пунктирными кривыми показаны зависимости де-битов НКТ и затрубья по отдельности.

Распределение количеств пластовой воды между НКТ и за-трубьем меняется во времени. Автор считает, что установившемуся режиму работы скважины соответствует точка минимума сплошной кривой на рис. 3. Однако этот вопрос требует проведения специальных исследований.

|- - НКТ -НКТ + Затрубье — -Затрубье |

Отношение расхода жидкости по НКТ к общему расходу жидкости

Рис. 3. Зависимость производительности скважины при совместной эксплуатации по НКТ и затрубью от соотношения количеств пластовой воды, поступающей в НКТ и в затрубье.

Ниже изложен алгоритм расчета режима эксплуатации газовой скважины совместно по НКТ и затрубью по заданному устьевому давлению. Алгоритм несколько сложнее приведенных выше, т.к. имеется дополнительное условие - равенство устьевых давлений в НКТ и затрубье.

1. Определить зависимость дебитов по НКТ и по затрубью от забойного давления: 1.1 .Задаться забойным давлением;

1.2.Определить зависимость устьевого давления от дебита

при заданном забойном давлении; 1.3.Определить дебит при заданных забойном и устьевом давлениях путем нахождения точки пересечения найденной зависимости с заданным устьевым давлением. Если

точки пересечения получилось две - выбираем большее значение: большее соответствует рабочему дебиту, меньшее - дебиту, ниже минимального рабочего; 1.4.Повторить пункты 1.1, 1.2, 1.3 для всего интервала варьирования забойного давления.

2. Определить зависимость совместного дебита НКТ и затрубья от забойного давления путем сложения найденных в пункте 1 зависимостей для НКТ и для затрубья;

3. По двучленной формуле притока (4) определить зависимость притока газа из пласта от забойного давления;

4. По точке пересечения найденных в пунктах 2 и 3 зависимостей определить забойное давление и дебит совместной работы НКТ и затрубья при заданном устьевом давлении.

Расчет работы скважины по многоступенчатому лифту

Для расчета лифт условно разбивается на интервалы одного диаметра. Расчет потерь давления производится для каждого из них по отдельности. Ниже приведен алгоритм расчета потерь давления в газовой скважине при заданной забойном давлении, учитывающий наличие жидкости в потоке газа, модифицированный для случая многоступенчатого лифта. Алгоритм заключается в численном интегрировании уравнения (2):

1. Выбрать шаг интегрирования Л£, внутри которого плотность газа, температуру и расход жидкости, а следовательно и параметры Рг и Ргж, можно считать постоянными величинами;

2. Определить плотность газа, а также параметры Рг и Ргж по известному давлению в начале шага (для первого шага - это заданное забойное давление скважины) и диаметру скважины на данном шаге.

3. Расчет потерь давления на участке ЛЬ по уравнению (3 ).

4. Определение давления в конце данного интервала (в начале следующего), по известному давлению в начале интервала и по найденным потерям давления.

5. Распределение давления по всему ствол;/ скважины и устьевое давление оцениваются последовательным повторением операций 2 -4.

Алгоритм определения рабочего дебита скважины по заданному устьевому давлению не изменяется, за исключением того, что потери давления определяются по приведенному выше алгоритму.

Определение режима работы скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов

Для расчета дебита скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов ствол скважины разбивается на несколько условных интервалов, каждый из которых соответствует своему продуктивному пропластку. При этом длина всех интервалов (кроме верхнего) равна мощности вскрытого им пропластка. Длина верхнего интервала равна длине НКТ от устья до верхнего интервала перфорации.

Все интервалы пронумерованы от 1 до п, начиная с верхнего. Для каждого пропластка известны пластовое давление, фильтрационные коэффициенты. Ниже изложен алгоритм расчета дебита скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов.

1. Для (п-1)-ого интервала определить зависимость притока газа снизу от забойного давления. Определение производится по алгоритму определения рабочего дебита скважины по заданному устьевому давлению. Для этого рассмотреть п-ый интервал как условную отдельную скважину, устьевым давление для которой является забойное давление (п-1)-ого интервала;

2. Для каждого к-ого интервала (к меняется от п-2 до 1) определить зависимость производительности от давления наверху интервала (для интервала 1 - это устьевое давление скважины):

2.1.Рассмотреть к-ый интервал как условную отдельную скважину, устьевым давление для которой является забойное давление (к-1)-ого интервала (для интервала 1 -это устьевое давление скважины);

2.2. Задаться устьевым давлением к-ого интервала;

2.3.Определить для к-ого интервала зависимость устьевого давления от забойного;

2.4. Найти забойное давление РЗАБеи1},, соответствующее минимальному рабочему дебиту к-ого интервала;

2.5.Найти забойное давление Рзабрдг> ? соответствующее точке пересечения левой ветви найденной зависимости с заданным значением устьевого давления;

2.6.По найденному РзабМГ1 > определить рабочий дебит к-ого интервала по двучленной формуле притока газа из к-ого пропластка ( 4) и дебит газа, поступающего снизу по найденной уже зависимости для (к+1)-ого интервала.

Производительность к-ого интервала при заданном устьевом давлении равна сумме двух найденных дебитов; 2.7. Повторить пункты 2.2 - 2.6 для всего диапазона варьирования устьевого давления к-ого интервала; 3. Найденная зависимость производительности 1-ого условного интервала от устьевого давления является зависимостью для всей скважины. Определить рабочий дебит скважины по точке пересечения этой зависимости с заданной величиной устьевого давления скважины. Результаты расчетов показывают, что для некоторых режимов работы скважины нижние пропластки могут не дренироваться из-за столба жидкости, присутствующего в скважине.

Подбор оптимального диаметра лифтовых труб По приведенным выше алгоритмам можно построить кривые аналогичные сплошным линиям, изображенным на рис. 4. Пунктирная линия отображает характеристику наземных сооружений. Точки пересечения характеристик скважины и наземных сооружений соответствуют рабочим режимам. Оптимальным с точки зрения производительности будет режим, соответствующий точке А. Оптимальным с точки зрения низкого устьевого давления на устье скважины будет режим, соответствующий точке В.

[—О—7.6 см —О—8.9 см —£—10 см —□—11.3 см - - "'Наземные сооружения |

Рис. 4. Пересечение характеристик скважины для различных диаметров НКТ и характеристики наземных сооружений.

В третьей главе изложена методика расчета режимов функционирования ПХГ (от скважин до подводящего газопровода). При расчетах учитываются такие факторы как:

пластовое давление в районе каждой эксплуатационной скважины;

^ вскрытие скважинами нескольких пропластков; наличие жидкости в стволах скважин;

^ подключение нескольких скважин в один шлейф;

потери давления на установках технологической подготовки газа;

произвольная (древообразная) структура соединения внутри-промысловых коллекторов.

Принимаем, что система, режимы работы которой подлежат расчету, состоит из следующих элементов:

^ Скважин; Коллекторов; Сборных пунктов;

^ Компрессорных станций; Сепараторов;

^ Головных сооружений;

Других сооружений газового промысла, для которых мы можем формально задать зависимость расхода газа от давлений на входе и выходе из сооружения.

Под коллектором понимается линейный участок внутрипромы-слового трубопровода, ограниченный с обеих сторон соединениями с остальными элементами системы, перечисленными выше, а также, возможно, с другими коллекторами.

Элементы системы соединяются друг с другом, образуя древовидную иерархию. Элемент, который расположен в цепочке соединения элементов ближе к пласту, считается расположенным ниже в иерархии, чем элемент, расположенный ближе к магистральному газопроводу. Например, скважина в иерархии системы располагается ниже, чем шлейф, к которому она подключена. Таким образом, для любого элемента системы можно использовать термины «Верх» и «Низ». «Верх» - это выход из элемента при отборе газа и вход в элемент при закачке газа. «Низ» - это вход в элемент при отборе газа и выход из элемента при закачке газа.

Кроме того, определяются термины «Родительский элемент» и «Дочерний элемент». Рассмотрим какой-либо элемент А. Элемент В,

который подсоединяется к элементу А сверху, называется «Родительским элементом» элемента А. Понятно, что элемент В стоит выше в иерархии чем элемент А. Например, для скважины родительским элементом является шлейф, для головных сооружений - подводящий газопровод Рассмотрим какой-либо элемент С. Любой элемент иерархии, для которого элемент С является родительским, называется «Дочерним элементом» элемента С. У элемента иерархии не может быть более одного родительского элемента и может быть неограниченное число дочерних элементов.

Указанная терминология введена нами для того, чтобы вне зависимости от рассматриваемого режима работы (отбора или закачки), описание структуры системы формулировалось одинаковым образом.

Расчет отдельных элементов системы

По излагаемой методике возможно рассчитать два варианта режима работы отдельного элемента системы с задачами, соответственно:

получение расхода по элементу по давлениям вверху и внизу элемента;

получение давления вверху элемента по давлению внизу элемента и расходу по элементу.

Кроме того, для каждого элемента системы вводится понятие «заданный перепад давления вверху элемента», предназначенное для описания возможных неизбежных потерь давления, например, на редуцирующем штуцере, или на установках подготовки газа и т.д.

Скважина

При отборе газа возможен расчет двух режимов работы скважины. Режим, учитывающий наличие жидкости в стволе скважины, рассчитывается по методике, изложенной в главе 2. Безводный режим -по широко известной формуле Г.А.Адамова. При закачке газа расчет режима работы скважины производится по аналогичной формуле, учитывающей обратное направление потока газа.

Для расчетов требуются следующие технологические параметры:

^ Коэффициент фильтрационного сопротивления А, (кгс/см2)2/(тыс.м3/сут);

^ Коэффициент фильтрационного сопротивления В, (кгс/см2) 2/(тыс.м3/сут)2;

^ Максимальная допустимая депрессия на пласт, кгс/см2;

^ Максимальный допустимый отбор из скважины, тыс.м3/сут;

^ Коэффициент гидравлического сопротивления НКТ;

^ Коэффициент продуктивности по воде (или водный фактор),

М3 м3

кгс (или 3 )•

сутки--- ТЬ1С-м

см

Дебит газа, поступающего из пласта при отборе, вычисляется исходя из общепринятой двучленной формулы:

Р1-Р23=А-(2+В-& (6)

Дебит газа, поступающего в пласт при закачке, вычисляется аналогично:

Р^-Р^А-О + В-О2 (7)

В случае вскрытия скважиной нескольких пластов расчет проводится путем добавления в систему элементов - скважин, являющихся дочерними по отношению к рассматриваемой, так, чтобы каждая из них работала с одним пропластком. Для каждой из этих дочерних скважин длина лифта будет приравнена к мощности вскрытого пропластка.

Коллектор

Режим работы коллектора может обсчитываться двумя способами:

1. Если задан адаптационный коэффициент гидравлического сопротивления коллектора (при помощи которого производится адаптация модели наземных сооружений), по формуле:

рвх - рвых2 = Ркол • в2, где: ( 8 )

Рвх - давление на входе в коллектор, кгс/см2;

Рвых - давление на выходе из коллектора, кгс/см2;

Q - расход по коллектору, тыс.м3/сут;

Ркол - адаптационный коэффициент гидравлического сопротивления коллектора, (кгс/см2)2/(тьтс.м3/сут)2.

2. Если коэффициент гидравлического сопротивления коллектора не задан, то по стандартным формулам трубной гидравлики:

<9>

Рвх - давление на входе в коллектор, МПа;

Рвых - давление на выходе из коллектора, МПа;

<2 - расход по коллектору, млн.м3/сут;

р - относительная плотность газа по воздуху;

Л - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;

ZCp- коэффициент сверхсжимаемости газа при РСР (среднее давление в коллекторе, МПа) и Тср (средняя температура в коллекторе,

Ь - длина коллектора, км;

с1 - внутренний диаметр коллектора, мм.

Компрессорная станция

Расчет режимов работы компрессорной станции (КС) может проводиться двумя способами:

1. При заданной групповой характеристике работы КС производится перерасчет этой характеристики в таблицы зависимостей производительности КС от давлений на приеме и на выкиде. Для перерасчета требуется знать мощность КС.

2. По заданным газодинамическим характеристикам компрессорных агрегатов КС, количеству ступеней сжатия и ожидаемым давлениям на входе и на выходе КС определяется ее технологическая схема (структура соединения агрегатов), дающая максимальную производительность ( 10 ). Подбор производится методом простого перебора. Далее, для этой технологической схемы производится расчет производительности КС по давлениям на приеме и на выкиде.

Рпр, Рвы* - давления на приеме и на выкиде компрессора, атм;

N - мощность компрессора, л.с.;

п - показатель адиабат сжатия;

с{ - расход газа, тыс.м3/сут;

А - расчетный коэффициент.

Расчет режимов работы всей системы

Для расчета режима функционирования системы необходимо задать граничные условия - давление вверху системы (либо расход вверху системы) и пластовые давления в зоне каждой скважины ПХГ. Самый верхний элемент системы (обычно подводящий газопровод), давление (расход) вверху которого и является давлением (расходом) вверху всей системы, называется «граничным элементом».

Расчет режимов работы системы состоит из двух этапов: технологического расчета и интерполяционного расчета.

К);

п

(10)

Технологический расчет

Технологический расчет производится поэлементно, в направлении «снизу вверх», т.е. от скважин к подводящему газопроводу. При расчете для каждого элемента системы получают следующие зависимости: зависимость расходов от давлений вверху; зависимость давлений внизу от давлений вверху. Кроме того, для скважин, в случае учета наличия жидкости в стволе скважины, находится зависимость расходов жидкости от давлений вверху. Так как расчет зависимостей производится начиная от скважин и использует пластовое давление как ограничение, по существу, для каждого элемента системы находятся все возможные тройки значений: давление внизу; давление вверху; расход газа по элементу.

Расчеты зависимостей производятся с учетом всей заданной технологической информации. Зависимость расхода газа от давления вверху элемента здесь и далее называется характеристикой элемента. Ниже на рис. 5 - рис. 7 приведены некоторые типичные характеристики, получаемые в результате расчетов.

Давление наверху элемента, кгс/см2

Рис. 5. Типичный вид характеристики элемента. Режим отбора.

О 20 40 60 80 100 120

Давление наверху элемента, кгс/см2

Рис. 6. Типичный вид характеристики скважины. Режим отбора.

О 50 100 150 200 250

Давление наверху элемента, кгс/см2

Рис. 7. Типичный вид характеристики скважины. Режим закачки.

На рис. 6 можно видеть, что дебит скважины не изменяется для довольно большого диапазона давлений. Такой результат объясняется тем, что при расчетах характеристик скважин используются ограничения на максимальную депрессию на пласт и на максимальный допустимый дебит отбора. Для установления режимов работы скважины, соответствующих горизонтальному участку характеристики, скважину следует «зажимать». Давление, которое следует поддерживать на устье для того, чтобы не превысить указанные ограничения по дебиту, рассчитывается в процессе второго этапа расчета - интерполяционного.

Интерполяционный расчет

На этапе технологического расчета для каждого элемента системы получают все возможные тройки значений: давление на входе; давление на выходе; расход газа по элементу.

По любому значению описанной тройки, можно однозначно определить два других значения, так как найденные на этапе технологического расчета зависимости монотонны. Определение производится при помощи линейной интерполяции по рассчитанным в ходе технологического расчета таблицам.

Линейная интерполяция при описываемом подходе не оказывает существенных погрешностей, т.к. значения расхода газа в соседних ячейках интерполяционной таблицы отличаются обычно в первом знаке после запятой, а значения давления - во втором (единицы измерения, соответственно, тыс.м3/сут и кгс/см2), при этом общеизвестно, что погрешность замеров расходов газа в наземных сооружениях ПХГ и газовых месторождений может доходить до 10%, а давлений - до 5% и более. Очевидно, что стремление к точности результатов расчетов, превышающей точность замеров, практического смысла не имеет.

Пусть требуется найти давление на выходе (Р) по расходу (<3). Пусть < (2 < . Тогда:

Р = Р._,+(Р(-Рм).^ьь (11)

VI Уы

Интерполяционный расчет основывается на интерполяции этим способом табличных данных, полученных на этапе технологического расчета, и использует только одно граничное условие - давление на выходе из системы, либо расход на выходе из системы. Расчет направлен «сверху вниз», т.е. от подводящего газопровода к скважинам.

В результате интерполяционного расчета получается распределение давлений и расходов в системе по всем элементам.

Применение методики

В соответствии с изложенной методикой автором были выполнены расчеты режимов работы следующих объектов: Невское ПХГ, Совхозное ПХГ, газовое месторождение Медвежье и др. Ниже приведен пример расчета режима работы ГП одного газового месторождения при давлении на выходе 15,8 кгс/см2.

Из таблицы 2 видно, что совпадение расчетных и фактических данных хорошее (в пределах 7%) для всех скважин, кроме номеров 126 и 304, различие для которых объясняется неточно определенными коэффициентами фильтрационного сопротивления А и В.

В результате расчета отбор газа из ГП составил 4400 тыс.м3/сутки. Фактический отбор составлял 4500 тыс.м3/сутки. Итак, получено хорошее соответствие расчетных результатов и фактических данных, и можно сделать вывод, что созданная модель может быть использована для проведения прогнозных расчетов.

Таблица 1. Данные по скважинам

№ СКВ. В продукции скважины есть жидкость? (да/нет) Коэфф фильтр, сопр. А ((кгс/см2) / (тыс.м3/ сут)) Коэфф. фильтр, сопр. В ((кгс/см2)2 / (тыс.м3/ сут)2) Пластовое давление (кгс/см2) Диаметр лифта (см) Используемая длина ствола (м) Водога-зовый фактор. (м3 / тыс.м3) Макс, допустимый дебит отбора (тыс.м3 / сут.)

112 да 0,259387 0,003235 23,99 11,3 1140,7 0,0004 145

115 да 0,238759 0,008815 22,68 11,3 1117,1 0,0016 105

116 да 0,273341 0,001198 22,30 15,4 1118,6 0,0005 220

117 да 0,843994 0,000697 22,64 11,3 1086,2 0,0001 215

122 да 0,295273 0,000345 23,71 15,4 1124,9 0,0005 315

125 да 0,204413 0,013169 22,36 10 1148,1 0,0007 110

126 да 0,457195 0,003064 22,27 11,3 1188,5 0,0014 200

127 да 0,306672 0,000425 22,07 15,4 1107,3 0,0002 270

301 да 1,345847 0,004918 24,62 11,3 1163,93 0,0006 130

302 да 0,433082 0,000480 24,21 15,4 1139,94 0,0006 500

303 да 0,402048 0,000542 23,52 15,4 1141,45 0,0002 280

304 да 0,350395 0,000942 23,45 15,4 1108,4 0,0009 300

продолжение Таблицы 1

305 Да 0,149417 0,000476 25,41 15,4 1102,8 0,0007 440

306 нет 0,776405 0,000192 23,02 15,4 1125,6 0 200

312 да 0,245659 0,000372 22,76 15,4 1165,2 0 380

314 да 0,220206 0,002093 21,79 11,3 1139 0,0021 185

315 да 0,661210 0,001538 24,24 11,3 1146,96 0,0010 210

316 нет 1,584698 0,008402 25,12 8,9 1145,13 0 120

317 да 1,241729 0,007524 21,47 11,3 1127 0,0047 200

320 да 0,148394 0,000674 24,58 15,4 1132 0,0007 410

321 да 0,706039 0,003396 23,39 10 1127,09 0,0001 200

322 да 0,636763 0,002213 25,70 11,3 1144,33 0,0001 200

Рис. 8. Структура подключения скважин ГП.

Таблица 2. Сравнение расчетных и фактических дебитов

№ скважины Расчет (тыс.м3/сут) Факт (тыс.м3/сут) Погрешность (%)

112 145 147 1

115 97 96 1

116 220 224 2

117 166 156 6

122 289 276 5

125 108 106 1

126 137 160 14

127 254 247 3

301 130 121 7

302 325 347 6

303 195 193 1

304 239 269 11

305 376 388 3

306 83 87 4

312 373 397 6

314 168 170 1

315 194 202 4

316 120 123 2

317 80 75 7

320 410 411 0

321 101 106 4

322 200 195 3

В заключении приведены выводы по основному содержанию диссертационной работы.

1. Разработана методика расчета режимов работы газовых скважин, в продукции которых содержится жидкая фаза при различных технологических схемах их эксплуатации. Методика основана на использовании экспериментальных данных но исследованию двухфазного движения жидкости и газа в вертикальных трубах. Определены условия устойчивой работы газовых скважин при водопро-явлениях;

2. Создано компьютерное программное обеспечение, позволяющее решать следующие задачи для скважин, работающих с водопрояв-лениями:

2.1. Выбор оптимального диаметра лифтовой колонны;

2.2. Определение режима эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье;

2.3. Обоснование режима совместной эксплуатации скважины по лифту и затрубью.

2.4. Определение режима работы скважины по многоступенчатому лифту;

2.5. Определение режима работы скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов.

3. Разработана методика расчета режимов работы системы пласт -скважина - наземное обустройство промысла (станции) с учетом наличия жидкости в стволах эксплуатационных скважин.

4. По разработанным нами методикам проведены расчеты по Невскому, Касимовскому, Совхозному подземным хранилищам газа, месторождению природного газа Медвежье, ряду других объектов. Достоверность результатов расчетов подтверждается их практическим совпадением с фактическими данными по эксплуатации ПХГ.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Толмачев Д.В. Методика определения запасов газа в ПХГ по данным измерения давления и расхода газа // Тезисы докладов 4-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - М.: Нефть и газ, 2001. -с. 35;

2. Толмачев Д.В. Расчет оптимального режима отбора газа из ПХГ // Тезисы докладов 5-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» -М.: Нефть и газ, 2003. - с. 8;

3. Бондарев Е.В., Бондарев В.Л., Бузинов С.Н., Толмачев Д.В. Расчет технологических режимов отбора газа из газовых месторождений и ПХГ с учетом газожидкостного подъемника // Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. Юбилейный сборник научных трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 2003. - с. 305 - 308.

4. Толмачев Д.В. Эксплуатация газовых скважин с водопроявлениями на ПХГ // Тезисы докладов научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организа-

ций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» - М.: Нефть и газ, 2004-с. 41;

5. Толмачев Д.В. Расчет оптимального режима отбора газа из подземного хранилища / Сборник работ победителей 13-ого конкурса молодежных разработок по проблемам топливно-энергетического комплекса / Министерство Промышленности и Энергетики Российской Федерации, Федеральное Агентство по Энергетике, Общероссийская общественная организация «Национальная Система развития научной, творческой и инновационной деятельности молодежи России «ИНТЕГРАЦИЯ»» - М.: ЦНИИНефтехим, 2005 - с. 124-127.

6. Толмачев Д.В. Определение режима работы газовых скважин при наличии жидкости в стволе // Нефтепромысловое дело, 2007, №3 -с. 46-50.

Подписано к печати 09.04.2007 Заказ №791103016 Тираж 120 экз. 1 уч. - изд.л.ф-т 60x84/16 Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Толмачев, Дмитрий Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

Постановка задачи.

Актуальность.

1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ВОПРОСАМ ДВИЖЕНИЯ ГАЗА С ВОДОЙ ПО ВЕРТИКАЛЬНЫМ ТРУБАМ И РАБОТЕ НАЗЕМНЫХ СОРУЖЕНИЙ ПХГ.

1.1. Движение газа с водой по вертикальным трубам.

1.2. Работа наземных сооружений ПХГ (газового промысла).

2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ И РЕЖИМА ЕЕ РАБОТЫ ПРИ НАЛИЧИИ ЖИДКОСТИ В СТВОЛЕ.

2.1. Теоретическое обоснование методики.

2.2. Алгоритм расчета.

2.2.1. Определение устьевого давления по заданному забойному давлению.

2.2.2. Определение минимального рабочего дебита скважины.

2.2.3. Определение рабочего дебита скважины по заданному устьевому давлению.

2.3. Примеры расчета режимов работы газовых скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Условия эффективной эксплуатации ПХГ при двухфазном режиме работы эксплуатационных скважин"

Постановка задачи

Процесс добычи (отбора) газа из месторождения (подземного хранилища) происходит по непрерывной цепочке «пласт - скважины - система сбора газа - ДКС - УКПГ - МПК - ГКС». Закачка газа в случае подземного хранения производится по той же цепочке в обратном направлении. Для прогнозирования поведения этой системы необходимо учитывать параметры каждого объекта газового промысла. Настоящая работа имеет целью создание методики расчета режимов работы газового промысла как единого объекта, включающего скважины, промысловые газопроводы, дожим-ные компрессорные станции, установки комплексной полготовки газа и межпромысловые коллектора. При этом необходимо учесть сложные условия эксплуатации скважин газового промысла на поздней стадии разработки (либо аналогичные условия, возникающие на подземном хранилище в конце сезона отбора), а именно наличие жидкости в стволах скважин.

Технологический режим газового промысла составляется с целью:

• определения максимально возможного дебита отбора (закачки) газа при текущем состоянии промысла и соблюдении всех технологических требований к работе оборудования;

• определения условий работы скважин и промысловых сооружений при заданном отборе (закачке) газа меньшем максимально возможного;

• определения уровней отбора (закачки) газа при внесении изменений в технологические параметры промысла (добуривание скважин, реконструкция промысловых сооружений).

В настоящее время значительная часть газовых месторождений России находится на заключительной стадии разработки. Эксплуатация таких месторождений осложнена тем, что при малых дебитах в газовых скважинах скапливается большое количество жидкости, которое приводит к существенным потерям давления в стволе и, в итоге, - к остановке скважин. В этот период происходит обводнение отдельных скважин. Дебит резко снижается, а ряд скважин выбывает из эксплуатации из-за обводнения. При таких условиях трудно рассчитывать на высокий коэффициент извлечения газа из недр.

Многие из действующих подземных хранилищ газа созданы в водоносных пластах. В связи с этим, в продукции скважин этих хранилищ присутствует жидкость. Это сильно влияет на процесс отбора газа, особенно в заключительной стадии фазы отбора, когда дебиты скважин снижаются.

Для оценки эффективности новых технологических решений по эксплуатации газовых скважин, а также для прогнозирования условий работы скважин в завершающий период необходимо надежно определять технологический режим их работы. Следует отметить, что для малодебитных скважин эта проблема имеет большое значение в любой период эксплуатации.

В настоящей работе не преследовалась цель дальнейшего развития и усовершенствования теоретических основ движения двухфазных смесей в вертикальных трубах. Предусматривалось разработать инженерный метод расчета режимов работы газовой скважины с учетов наличия жидкости в ее продукции.

Актуальность

Диссертационная работа направлена на разработку отечественных методик, позволяющих при проектировании, эксплуатации ПХГ и газовых месторождений и проведении систематического авторского надзора оперативно и надежно рассчитывать режимы работы подземных хранилищ газа и газовых промыслов. Актуальность проблемы связана с тем, что в настоящее время такие методики отсутствуют.

В промысловой практике для нормальной работы скважин, дебит которых недостаточен для выноса жидкости, применяются периодические продувки, которые приводят к потерям газа (если продувка осуществляется в атмосферу), большим затратам труда и загрязнению окружающей среды. При очень частых продувках дальнейшая эксплуатация скважин становится нерентабельной. Скважина либо считается полностью обводнившей-ся, либо производится комплекс мероприятий по продлению работы скважины: оборудование скважины плунжерным лифтом; установка автоматов непрерывного удаления жидкости; применение поверхностно-активных веществ; изоляция обводнившихся пропластков; интенсификация притока газа из продуктивных пропластков.

Для расчетов технологических параметров эксплуатации ПХГ и газовых месторождений, с учетом наличия жидкости в продукции скважин, требовалось создание соответствующей методики и программного обеспечения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Толмачев, Дмитрий Владимирович

4. Выводы и защищаемые положения

1. Разработана методика расчета режимов работы газовых скважин, в продукции которых содержится жидкая фаза при различных технологических схемах их эксплуатации. Методика основана на использовании экспериментальных данных по исследованию двухфазного движения жидкости и газа в вертикальных трубах. Определены условия устойчивой работы газовых скважин при водопроявлениях;

2. Создано компьютерное программное обеспечение, позволяющее решать следующие задачи для скважин, работающих с водопроявления-ми:

2.1. Выбор оптимального диаметра лифтовой колонны;

2.2. Определение режима эксплуатации скважины с закачкой газа в затрубье;

2.3. Обоснование режима совместной эксплуатации скважины по лифту и затрубью.

2.4. Определение режима работы скважины по многоступенчатому лифту;

2.5. Определение режима работы скважины, вскрывшей несколько продуктивных пластов.

3. Разработана методика и программный комплекс для расчета режимов работы системы пласт - скважина - наземное обустройство промысла (станции) с учетом наличия жидкости в стволах эксплуатационных скважин.

4. По разработанным нами методикам проведены расчеты по Невскому, Касимовскому, Совхозному подземным хранилищам газа, месторождению природного газа Медвежье, ряду других объектов. Достоверность результатов расчетов подтверждается их практическим совпадением с фактическими данными по эксплуатации ПХГ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Толмачев, Дмитрий Владимирович, Москва

1. Алиев З.С, Власенко А.П., Андреев С.А. и др. Определение критического дебита в газовых скважинах // Газовая промышленность 1979, N2, с. 27-30.

2. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.:Недра, 1982.-224 с.

3. Альтшуль А.Д., Животовский Л.С, Иванов Л.П. Гидравлика и аэродинамика. М.: Стройиздат, 1987.-408 с.

4. Арманд А.А., Невструева Е.И. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе. // Известия ВТИ. 1950. Вып. 2. с. 1-8.

5. Арманд А.А., Сопротивление при движении двухфазной системы по горизонтальным трубам. // Известия всесоюзного теплотехнического института, 1946, N1, с. 1

6. Ахмедов Б.Г. Оптимизация технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук М.: ВНИИГАЗ, 1982

7. Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н. Эксплуатация газовых скважин на поздней стадии разработки // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 10. М., 1980, 37 с.

8. Барцев И.В., Щуровский В.А., Пятахина Т.Т. и др. Отчет о научно-исследовательской работе «Разработка модели технологических расчетов для обоснования вариантов развития и реконструкции ДКС ООО «Ямбурггаздобыча»» Договор №122.52.02

9. Берчик Эмиль Дж. Свойства пластовых жидкостей. М.: Гостоптехиз-дат, I960.- 183 с.

10. Бузинов С.Н., Харитонов А.Н. и др. Методика по составлению технологического режима работы промысла (УКПГ), с расчетом технологических параметров от пласта до входа в ГКС. СТО Газпром М.: ВНИИГАЗ, 2005

11. Бузинов С.Н., Шулятиков В.И. Экспериментальные исследования потерь давления в малодебитных газовых скважинах, работающих с жидкостью. // Тр. ВНИИГАЗа вып. 1. ч. 1. 1974. с.60-69.

12. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Физматгиз, 1963. - 708 с.

13. Верслюис Д. Математическая теория фонтанирования нефтяных скважин. // Нефтяное хозяйство. 1931. №6. с.467-473.

14. Вукалович М.П., Кириллин В.А., Ремизов С.А. и др. // Термодинамические свойства газов М.: ГНТИМСЛ, 1953, - 373 с.

15. Гвоздев Б.П., Подкопаев А.П., Балыбердина И.Т и др. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. // Справочное руководство в 2-х томах. Том II М.: Недра. 1984. 288 с.

16. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука. 1995. 523 с.

17. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994, 238 с.

18. Гуревич Г.Р., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра.-1984.-264С.

19. Гусейнов Ч. С, Асатурян А. Ш. Определение модального размера капель в двухфазном турбулентном потоке. Прикладная химия. 1977, т. 50, вып. 4, с 848 -858.

20. Дане X. Рос Н. Подъем газожидкостных смесей с забоя скважин. // VI Всемир. конгр. нефтянников во Франкфурте-на-Майне. М.: ЦНИИ-ТЭнефтегаз, 1964, с. 100-136.

21. Дейч М.Е., Филлипов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергиздат, 1981.-471 с.

22. Дурицкий Н. Н. Определение расхода критического газожидкостного потока в устьевых штуцерах газоконденсатных скважин. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1989,27-31 с.

23. Дурицкий Н.Н. Исследования движения газоконденсатных смесей в скважине. Проблемы нефти и газа Тюмени: науч.-техн. сб. -/ЗапСибНИГНИ. 1980, вып. 48, с.48-51.

24. Дурицкий Н.Н. Об одном приближенном методе определения забойных давлений в газоконденсатных скважинах. Проблемы нефти и газа Тюмени: науч.-техн.сб./ЗапСибНИГНИ. 1979, вып. 44, с.51-55.

25. Дурицкий Н.Н., Лютомский СМ. К вопросу выбора оптимального режима при исследовании газоконденсатных скважин. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: реф.сб./ВНИИЭГАЗПРОМ. М., 1978, N11, с.9-15.

26. Елин Н.Н. Исследование газожидкостных течений в вертикальных и наклонных трубах. Диссертация на соискание ученой степени кандида

27. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. и др. Теория и практика газлифта М.: Недра, 1987. 256 с.

28. Иванов С.И. Особенности разработки, освоения и эксплуатации газо-конденсатных месторождений на завершающей стадии. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005,247 с.

29. Игнатенко Ю.К. Определение минимальной скорости и минимального дебита, необходимых для полного и непрерывного удаления жидкости из скважины. Разработка и эксплуатация газовых и га-зоконденсатных месторождений: реф.сб./ВНИИЭгазпром. М., 1978, N9, с.3-6.

30. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконден-сатных скважин. / Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М: Недра, 1980, -300 с.

31. Катц Д., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа М.: Недра, 1973, - 665 с.

32. Клапчук О.В. Гидравлические характеристики газожидкостных потоков в скважинах. Газовая промышленность, 1980, N2, с. 32-35.

33. Клапчук О.В., Зотов Г.А., Шаталов А.Т. и др. Методические указания по гидравлическому расчету газоконденсатных скважин -М.:ВНИИГАЗ, 1980, 25 с.

34. Коротаев Ю.П. Влияние жидкости на движение газа по вертикальным трубам. Труды ВНИИГаза. 1958, вып.2, с. 10.

35. Коротаев Ю.П., Точигин А.А. Влияние газового потока на волновое течение вязкой жидкости.- Инженерно-физический журнал 1969, N6, с.721.

36. Коротаев Ю.П., Точигин А.А., Семенов Н.И. Инструкция по гидродинамическому расчету газоконденсатных скважин. М.: 1980, - 59 с.

37. Костерин С.И. Исследование влияния диаметра и расположения тру

38. Костерин СИ. Исследование гидравлических сопротивлений и структуры потока газожидкостной смеси в горизонтальных трубах. В кн.: Рефераты научно-исследовательских работ / АН СССР. М., 1946, с. 214.

39. Костерин СИ. Исследования структуры потока двухфазной среды в горизонтальных трубах. Известия АН СССР, ОТН, 1943, N7, с. 1262.

40. Кристофидес Н. Теория графов. Алгоритмический подход. М.: Мир, 1978

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

42. Крылов А.П. Расчет подъемников для эксплуатации компрессорных и фонтанных скважин. Нефтяное хозяйство, 1934, N2, с.21.

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

44. Кучеров Г.Г. Методика гидродинамического анализа движения потока в стволе газоконденсатной скважины при промысловых исследованиях, Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИГАЗ, 2001.

45. Лабунцов Д. А., Ягов В. В. Гидростатическое равновесие и волновые движения газожидкостных систем. М.: МЭИ, 1947 с. 23-34.

46. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Дрофа, 2003, 840 с.

47. Лоренс Г. Расчет воздушного подъемника. М.: Гос.науч.техн. изд-во, 1932, с.32.

48. Лутошкин Г. С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы " жидкость- газ" на работу эргазлифта. Дисс. канд. техн. наук . М., 1956,148 с.

49. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978

50. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И., Точигин А.А. Гидродина

51. Медиков Б.С. Скольжение газа в эрлифтах, расчет и анализ их действия. // Азейбарджанское нефтяное хозяйство, 1935, N10-11, с. 1416.

52. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972, - 207 с.

53. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 2003

54. Одишария Г.Э. Некоторые закономерности газожидкостных течений в трубах // Нефтяное хозяйство. 1966. - №9. - с.54-59

55. Одишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, Ивановский государственный энергетический университет. 1998. - 400 с.

56. Пирвердян A.M. Теоретические основы подъема жидкости сжатым воздухом. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1951. №1. с.16-19.

57. Самарский А.А., Гулин А.В. Численные методы. М.: Наука. Гл. ред. физ-мат. лит., 1989. - 432 с.

58. Сахаров В. А. Теоретические и экспериментальные исследования движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах и нефтяных скважинах / НТИС. Сер, "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ. 1992-Вып. 9.-с. 1-14.

59. Сахаров В.А. Основные закономерности работы и расчеты промысловых газожидкостных подъемников в осложненных условиях эксплуатации. Дисс. докт. техн. наук.- М., 1990.- 429 с.

60. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. 398 с.

61. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике. М.: Наука, 1977. - 440 с.

62. Семенов Н.И., Коротаев Ю.П., Колдасов Т.А, Истинное газосодержание в вертикальном потоке смеси. Газовая промышленность, 1977, N9, с.28.

63. Синайский Э. Г. Конденсационный рост капель в парогазовой смеси. / Сер. Известия вузов./ Нефть и газ. 1986. - № 4 , 128с.

64. Телетов С.Г. Вопросы гидродинамики двухфазных смесей. / Вестник МГУ, сер.математики и механики, 1958, N2, с. 15-27.

65. Телетов С.Г. Уравнения гидродинамики двухфазных жидкостей. ДАН СССР, 1945, N50, с.99-101.

66. Тер-Саркисов P.M., Бузинов С.Н. и др. Новый этап в изучении движения газожидкостных потоков в вертикальных трубах. // Газовая промышленность, № 3,2006, с. 64 67.

67. Тер-Саркисов P.M., Илатовский Ю.В., Бузинов С.Н. и др. Особенности добычи низконапорного газа. // Газовая промышленность, № 11,2005, с. 67-71.

68. Точигин А.А. Волновое течение жидкой пленки совместно с потоком газа. Известия АН СССР, серия Механика жидкости и газа, 1972, N1, с.38.

69. Точигин А.А. Предельный режим движения тонких слоев вязкой жидкости совместно с потоком газа. Труды Ивановского энергетического института, 1972, с. 192.

70. Точигин А.А., Данилин А.П. Истинное паросодержание необогревае-мых течений смесей в трубах. Инженерно-физический журнал, 1974,

71. Уолис Г. Одномерные двухфазные течения. М.: Мир, 1972

72. Франкль Ф.И. Уравнения энергии и движения жидкостей с взвешенными наносами. ДАН СССР, 1958, т. 102, N5, с.903-906.

73. Ху Т. Целочисленное программирование и потоки в сетях. М.: Мир, 1974

74. Хьюитт Дж., Холл-Тейлор Н. Кольцевые двухфазные течения. М.: Мир, 1974.

75. Чарный И.А. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат, 1961. -200 с.

76. Чашкин Ю.Г. Об определении минимально допустимого дебита га-зоконденсатной скважины. Газовое дело, 1968, N10, с.7-10.

77. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. М.: Недра, 1986

78. Ширковский А.И. Интерпретация результатов газодинамических исследований газоконденсатных скважин: обзор, М: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1977, - 32 с. - (сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконден

79. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений. М.: Недра, 1987,-309 с.

80. Эммануилов В.Б. Оценка минимально допустимого дебита газокон-денсатной скважины. Газовое дело, 1972, N9, с.32-36.

81. Aziz К., Govier G.W., Fogarasi М. Pressure drop in Wells predicting Oil and Gas. // Jorn. Can. Petr. Tech. 1972, July Sept, p.38

82. Bailey G. Metastable Flow of Saturated Water. Trans ASME, 1951, v.73, p.1059.

83. Baker O. Simultaneous flow of oil and gas. Oil anf Gas J. 1954. - Vol. 53. -p. 185.

84. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. M.: Мир 1971, 536 с.

85. Golan L. P., Stenning А. N. Two-phase vertical flow maps.- Prac. Inst. Mech. Eng., v/ 184, Part 3c, paper 14. ( 1969 1970) p. 108 -114.

86. Gooper K. D., Hewitt G. F., Pinchin B. Photography of two- phase flow. -" J. Photographis Sci", 1964, v. 12, p. 269.

87. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Oc-curing During Continuous two-phase flow in Small Diameter Vertical Conduits. // J.P.T, April, 1965, p.475.

88. Hesson G., Peck R. Flow of two phase carbon dioxide through orifices. -Chem. Eng. Prog.J., 1958, v.45, p.39.

89. Lane W. Shater of drops in streams of air. -' Ind. Eng. Chem.', 1951, v.43, p. 1312.

90. Martinelli R., Nelson D. Prediction of pressure drop during forced circulation billing of water. -Trans ASME, 1948, v.70, p.695.

91. Mishima K. and Ishii M. Flow regime transition criteria for upward two-phase flow in vertical tubes. Int. J Heat Mass Transfer, 1984, v.27, p. 723727.

92. Moore Т., Wilde H. Experimental measurement of stippage in flow through pipes. Trane AIME, Petrol. Dev. and Tech., 1932, p.45-50.

93. Moore Т., Wilde H. Experimental measurement of stippage in flow through

94. Nind Т. E. W. The principles of oil well production.- New York: Me. Lon-ald, 1981.-p. 385.

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

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

97. Turner R., Hubbard M., Dukler A. Analysis and Prediction and minimum flow rate for the continuous removal of liquids flow gas well, Petrol. Tech-nol, 1959,v.21,p.43.

98. Uren L., Hancock R., Flow resistance of gas-oil mixtures through vertical pipes. Trans AIME, Petrol. Dev. and Tech, 1930, v.86, p.209.