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



страница4/6
Дата10.01.2017
Размер1.33 Mb.
ТипАвтореферат


1   2   3   4   5   6

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, см33

0,2

1,6

9,5

15,0

18,0

34,0

Минимальный дебит,

тыс. м3/сут.

«Хороший» пласт

(a=0,05;


b=0,0005)

130

130

135

136

140

146

«Плохой» пласт

(a=0,5;


b=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 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 a и b на один, два и даже на три порядка. Из таблицы следует, что изменение значений a и b 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 (K.E. Brown), Дж.П. Брилла (J.P. Brill) и Х. Мукерджи (H. Mukherjee), Н. Петаласа (N. Petalas), К. Азиза (K. Aziz) , Дж.У. Говьера (G.W. Govier) и М. Фогараси (M. Fogarasi), а также Х.Е. Грея (H.E. Gray).



Сравнения расчетов по программе Eclipse и по предлагаемой методике показали, что в области малых значений водогазового фактора (10 см33 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.



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 задавливаются 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 задавливающихся 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 затрубью (концентрический лифт), использовании закачки в затрубье сухого газа.

Замена НКТ. Проведенные расчеты позволяют сделать вывод, что замена НКТ для продления срока эксплуатации задавливающихся водой скважин не всегда может быть достаточно эффективной.



1   2   3   4   5   6

  • Водный фактор, см 3 /м 3
  • Минимальный дебит, тыс. м 3 /сут.
  • Источник (формула для расчета) Мин. скорость, м/сек Мин. дебит, тыс. м
  • Ухтинский филиал ВНИИГАЗа
  • По расчетам на основе экспериментальных данных