Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах

Главная страница
Контакты

    Главная страница


Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах



страница1/6
Дата10.01.2017
Размер1,33 Mb.


  1   2   3   4   5   6


На правах рукописи

НИКОЛАЕВ ОЛЕГ ВАЛЕРЬЕВИЧ

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

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 мин. 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 « » 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 бóльшая часть уникальных по запасам месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское 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 водопроявлениями 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 водогазового фактора (до 20 см33) 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 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. 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 водогазового фактора (от 0,1 до 20 см33) 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 см33) в трубах большого диаметра (до 15,3 см) при давлениях до 3,0 МПа, характерных для условий эксплуатации сеноманских 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 сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.

Практическая ценность полученных результатов


Полученные экспериментальные результаты и разработанные на их основе методика и программные комплексы применяются в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 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. Н.Н. 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 А.А. 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, Р.М. Тер-Саркисов, А.А. 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 (H.E. Gray), Х. Данс (H. Duns Jr.), Дж.Ф. Ли (J.F. Lea), Х. Мукерджи (H. Mukherjee), Дж. Оркиджевский (J. Orkiszevski), Н. Петалас (N. Petalas), Н.К. 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 А.А. (1969). Эти соотношения предложены для оценки величин минимального дебита скважины, при котором скважина работает устойчиво, то есть без задавливания водой.





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

измерения

Лифтовые колонны

1

2

3

4

Макс. давление

МПа

4,0

Макс. дебит газа

тыс.м3/сутки

180

Макс. расход воды

м3/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 Р.М., Бузинов 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 бóльших значений водогазового фактора (до 200 см33).

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 см33 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 см33.

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:

.

(1)

Здесь ρсм – плотность смеси, кг/м3; р – давление, Па; L – продольная координата, м; d – диаметр трубы, м; λсм – безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления для смеси флюидов; uсм – 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» U-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 потоке 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



,

(2)

где - расходное водосодержание, безразмерная величина; G – объемный расход газа, м3/с; qж – объемный расход воды, м3/с.


  1   2   3   4   5   6

  • Цель работы
  • Основные задачи
  • Методы исследования
  • Научная новизна
  • Основные защищаемые положения
  • Практическая ценность полученных результатов
  • Апробация работы
  • Структура и объем работы
  • Основное содержание работы