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



страница6/6
Дата10.01.2017
Размер1.33 Mb.
ТипАвтореферат


1   2   3   4   5   6

Пласт

Без закачки

Закачка с поддержанием давления на устье р уст = 1,02 МПа

рпл мин, МПа

Q мин, тыс.м3/сут.

Q доб,

тыс.м3/сут.

Q зак,

тыс.м3/сут.

р пл мин, МПа

«Хороший»

0,89

53

27

42

0,87

«Плохой»

1,1

50

36

61

0,91


Эксплуатация скважины по концентрическому лифту. Концентрический лифт (КЛ) представляет собой две коаксиальные лифтовые трубы. Внутреннюю (более тонкую) трубу называют центральной лифтовой колонной (ЦЛК). Газ или газожидкостная смесь могут подниматься по ЦЛК и по межколонному кольцевому пространству (МКП), ограниченному внутренней поверхностью внешней трубы и внешней поверхностью внутренней трубы.

Концентрический лифт применяется для уменьшения потерь в лифтовой колонне и таким образом увеличения дебита. Принцип действия КЛ можно представить так, как это изображено на рисунке 7. Предположим, технологический режим скважины определяется точкой 1. В точке 2 потери в стволе значительно меньше, однако и дебит существенно меньше. Применение КЛ позволяет поддерживать технологический режим скважины в точке 3, что существенно увеличивает суммарный дебит скважины. Таким образом, если часть пластового газа направить по межколонному пространству, то скважина будет работать с более высоким дебитом вследствие снижения потерь давления.



Рассмотрим условия, при которых может работать концентрический лифт. Минимум потерь в ЦЛК – первое из условий. Оно эквивалентно выполнению соотношения (11) и для ЦЛК соответствует точке 2 на рисунке 7:



(15)

и

.

(16)



Рисунок 7. Иллюстрация принципа действия концентрического лифта.

Второе условие касается работы межколонного кольцевого пространства как лифта для сухого газа. В нем необходимо поддерживать дебит не больше минимального, обеспечивающего вынос жидкости, с тем расчетом, чтобы по МКП вверх двигался только газ; при этом жидкость в случае ее конденсации из газа будет стекать по стенкам вниз и выноситься через ЦЛК. Второе условие для МКП определяется из соотношения



.

(17)

Таким образом, вся жидкость, поступающая из пласта, выносится через ЦЛК, а пластовый газ разделяется на два потока – в ЦЛК и в МКП. Дебит жидкости, выраженный в л/сут, определяется соотношением:

,

(18)

где W – величина водогазового фактора, л/тыс.м3; Qцлк – дебит в центральной лифтовой колонне, тыс.м3/сут; Qмкп - дебит в межколонном пространстве, тыс.м3/сут. При расчетах необходимо иметь ввиду, что в формуле для модифицированного параметра Фруда должен использоваться эквивалентный диаметр межколонного пространства, который определяется из соотношения

,

(19)

где d2 – внутренний диаметр внешней трубы, D1 – внешний диаметр внутренней трубы.



Рисунок 8. Предельные условия по давлению на устье

Одновременное выполнение условий (16) и (17) накладывает ограничения на соотношения между устьевыми давлениями межколонного пространства и центрального лифта. Межколонное пространство необходимо «поджимать», иначе по нему может начать поступать вода; в этом случае работа МКП как лифта может быть неустойчивой. На рисунке 8 в качестве примера представлена зависимость устьевых давлений МКП и ЦЛК и разница между ними, оптимальная с точки зрения работы скважины при минимальных потерях в стволе. Уменьшение давления на устье МКП можно создавать регулируемым запорным устройством. Из рисунка 8 видно, что чем меньше дебит скважины, тем больше надо «зажимать» штуцер межколонного пространства.



Закачка в затрубье сухого газа. В работе рассмотрена еще одна технология эксплуатации скважин на поздней стадии разработки для случая, когда вода, поступающая на устье, является чисто конденсационной, что можно установить с помощью геохимических анализов. Эта технология в ряде случаев может оказаться полезной, хотя она не имеет прямой связи с представленными результатами экспериментов.

Поскольку из-за больших толщ вечномерзлых пород, характерных для месторождений Крайнего Севера, происходит интенсивный теплообмен между движущимся вверх газом (в пласте он имел температуру около 32 0С) и этими породами, температура газа, поступающего на устье, снижается до -1 ÷ +12 0С. В случаях, когда при этом температура газа в стволе становится ниже точки росы, конденсируется жидкая фаза. Если точку росы газа поддерживать ниже температуры газа по всему стволу, конденсации жидкой фазы не произойдет, и скважина будет работать устойчиво.

Понижать точку росы можно путем смешивания на забое влажного пластового газа и сухого газа, подаваемого по затрубью. Схема закачки в затрубье похожа на газлифтную, но действие у них разное.

В качестве примера рассмотрим следующие условия: пластовое давление снизилось до 1,10 МПа, эксплуатация скважины осуществляется по НКТ диаметром 10,0 см, длина НКТ 1000 м, устьевое давление составляет 0,78 МПа, пластовая температура равна 32 0С, устьевая температура равна 10 0С, в продукции газа имеется конденсационная вода. При таких условиях скважина работает на своем предельном режиме, при этом дебит достиг своего минимального допустимого значения 50 тыс. м3/сут., и для дальнейшей устойчивой эксплуатации скважины необходимо изменить технологический режим ее работы.

Для дебита Q = 50 тыс. м3/сут. количество выпадающей в скважине воды в единицу времени составляет 4,39 л/час, или 105 л/сут. Если не предпринять специальных мер, со временем произойдет задавливание скважины водой.

Для расчета потребного расхода сухого газа, закачиваемого по затрубью, принято, что влажность сухого газа равна W = 0,026 см33. Тогда минимально необходимый дебит газа закачки (циркуляции) составит



,

(20)

где Wпл, Wуст и Wз – влагосодержания газа на забое, на устье и газа закачки (циркуляции), Qз – дебит закачки (циркуляции), Qпл – дебит добываемого из пласта газа. Для условий рассматриваемого примера при закачке сухого газа в объеме 61 тыс.м3/сут. из пласта будет поступать газ с дебитом 38 тыс.м3/сут. Суммарный дебит равен 99 тыс.м3/сут. Соотношение дебитов газа закачки и пластового равно 1,6; это значение практически такого же порядка, как в случае газлифта.

Влагосодержание закачиваемого газа на уровне W = 0,026 л/тыс.м3 соответствует установленным нормативными документами требованиям к газу после осушки на УКПГ в холодных климатических условиях.


Основные выводы


  1. Впервые проведены экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в трубах диаметром до 15,3 см при ВГФ в диапазоне 0,1 -20 см33 при давлениях до 3,0 МПа;

  2. На основе полученных экспериментальных результатов разработана математическая модель вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра;

  3. На базе созданной модели разработана методика расчетов технологических режимов газовых скважин на завершающей стадии разработки;

  4. Разработанная методика реализована в программных комплексах для расчетов технологических режимов отдельных скважин и промысла в целом;

  5. Проведена апробация методики расчетов в условиях ПХГ и газового промысла.


Список опубликованных работ по теме диссертации





  1. Смирнов В.С., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Серегина Н.В. Оценка стабильности коэффициента теплопроводности блочно-цилиндрической изоляции труб лифтовых теплоизолированных (ТЛТ-168х114) по результатам стендовых и промысловых теплотехнических испытаний // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. - № 6. – С. 11–13.

  2. Бузинов С.Н., Бородин С.А., Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. – 2010. - №4. – С. 55-58.

  3. Бородин С.А., Пищухин В.М., Шулепин С.А., Николаев О.В. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на стенде по отработке технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2010): тезисы докладов II Международной научно-практической конференции 28-29 октября 2010 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – C. 103.

  4. Бузинов С.Н., Воронов С.А., Дудникова Ю.К., Шулепин С.А., Николаев О.В., Кодаш М.В. Интеллектуализация процессов работы подземных хранилищ газа // Подземное хранение газа: надежность и эффективность (USG-2011): тезисы докладов III Международной научно-практической конференции 24-25 мая 2011 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 27.

  5. Бородин С.А., Бузинов С.Н., Васильев Ю.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Разработка многоцелевой установки для отработки технологий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки // Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. – С. 10-24.

  6. Николаев О.В., Николаев В.А. Влияние эффектов релаксации на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения // Газовая промышленность. – 2011. - № 2. - С. 12-14.

  7. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Бородин С.А., Михайлов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. О формуле для расчета потерь давления в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. – 2011. - № 12. – С. 18-21.

Подписано к печати 12.03.2012 г.

Заказ № 3745

Тираж 120 экз.

1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

по адресу: 142717, Московская область,



Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»



1   2   3   4   5   6

  • /сут. Q доб , тыс.м 3 /сут. Q зак
  • Эксплуатация скважины по концентрическому лифту.
  • Закачка в затрубье сухого газа.
  • Список опубликованных работ по теме диссертации