Способ эксплуатации газоконденсатной скважины

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

 

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Известен способ эксплуатации газоконденсатной скважины, включающий определение коэффициента поверхностного натяжения газоконденсата, по которому определяют критический размер капли газоконденсата, при превышении которого капля дробится, и рассчитывают критическую скорость газового потока, обеспечивающую вынос капли критического размера, при этом эксплуатацию скважины производят при устьевых давления, температуре и расходной скорости выше критической, обеспечивающих существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе [RU 2120541 С1, МПК6 Е21В 43/00, опубл. 10.05.1998].

К недостаткам известного способа относится то, что расчет критической скорости пригоден для выноса мелкодисперсной жидкости в ядре потока, но не учитывает выброшенные в результате турбулентных пульсаций газа капли жидкости на стенки трубы. Таким образом, на стенках трубы возможна агломерация влаги в жидкостную пленку и при определенных динамических и термобарических условиях возможно ее стекание на забой скважины.

Известен способ выноса жидкости с забоя скважины газом, при котором на скважине проводят газодинамические исследования (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации, во время ГДИ изменяют дебит газа, до величины, при которой происходит вынос жидкости, после чего рассчитывают скорость потока газа на башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ) и определяют величину минимального дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины [RU 2124635 С1, МПК6 Е21В 47/10, Е21В 43/00, опубл. 1999].

К недостаткам известного способа относится то, что для расчета критической скорости потока газа, необходимо проводить газодинамические исследования, таким образом, что сущность способа сводится к непосредственному наблюдению процесса выноса жидкости на том или ином режиме и расчет критического дебита не имеет смысла, т.е. решается обратная задача.

Технической проблемой является установление технологического режима работы скважины, при котором будут удовлетворяться условия по выносу конденсационной жидкости и ретроградного конденсата.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная проблема решается за счет достижения технического результата, заключающегося в сокращении потерь ретроградного конденсата и предотвращение аккумулирования его, а также конденсационной воды на забое скважины, путем установления необходимого дебита добываемой продукции - пластовая жидкость, флюид (двухфазная газоконденсатная смесь).

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины путем подъема пластовой жидкости к устью при поддержании регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя, включающий замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, особенностью является то, что критический дебит скважины определяют согласно выражению

где Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, тыс.м3/сут; Руст - давление устьевое, 0.098 МПа либо кгс/см2; D - внутренний диаметр подъемной трубы, м; Туст - устьевая температура, K; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим давлениям и температурам.

Причинно-следственная связь между заявляемым техническим результатом и существенными признаками, характеризующими сущность заявляемого технического решения, следующая.

Определение дебита, необходимого для выноса конденсационной воды, ретроградного конденсата по предлагаемой формуле обеспечит необходимый режим течения добываемого флюида - пластовой жидкости (потока добываемой продукции, двухфазная газоконденсатная смесь) для предотвращения аккумуляции мелкодисперсной жидкости на забое и стенках скважины. При этом расчет дебита для выноса жидкости по заявляемому решению пригоден как для вертикальных, так и для горизонтальных участков подъемных труб (НКТ, лифтовая колонна). Сокращение потерь ретроградного конденсата, будет происходить за счет тех же условий, что пригодны для выноса жидкости (конденсационная, пластовая вода).

Сущность заявляемого способа

Поток восходящего газа будет огибать одиночную частицу жидкости, находящуюся на стенке трубы. При достижении определенной скорости газа частица жидкости будет уноситься со стенки трубы, тем самым, препятствуя формированию жидкостной пленки.

Таким образом, силы, находящиеся в равновесии и действующие на частицу жидкости, находящуюся в вертикальной трубе, можно представить в виде:

где Fтp - сила трения, Fтяж - сила тяжести, действующая на частицу; Fвыт - подъемная сила; R - сила сопротивления.

При этом сила тяжести Fтяж выражается соотношением [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где:

g - постоянная силы тяжести, м/с2;

gc - постоянная силы тяжести, кг м/кгс с2;

vd - скорость капли, м/с;

d - диаметр капли, м;

ρж - плотность жидкой фазы, кг/м3;

ρг - плотность газа, при заданных условиях, кг/м3.

Подъемную силу Fвыт определяют по формуле [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где

vG - скорость газа, м/с;

vd - скорость капли, м/с;

ρг - плотность газа, кг/м3;

Ad - площадь проекции поперечного сечения капли, м2;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Силу трения определяют по математической формуле

где

g - постоянная силы тяжести, м/с2;

d - диаметр капли, м;

ρж - плотность жидкой фазы, кг/м3;

Силу сопротивления R определяют по формуле [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где

ρг - плотность газа, кг/м3;

d - диаметр капли, м;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Тогда уравнение для критической скорости газа имеет следующий вид:

Из (7) можно выразить уравнение для расчета критической скорости для частиц жидкости находящихся на стенке трубы:

где

vG - скорость газа, м/с;

σ - поверхностное натяжение, н/м;

ρж - плотность жидкой фазы, приведенная к заданным давлению и температуре, кг/м3;

ρг - плотность газа, при заданных условиях, кг/м3;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Рассмотренный вариант расчета критической скорости позволяет описать процесс выноса жидкости только для вертикального потока. Исходя из этого определены условия выноса жидкости в горизонтальном потоке.

Силы, действующие на частицу, находящуюся на стенке горизонтальной трубы можно записать в виде следующей системы уравнений:

где N - сила реакции опоры.

Записав уравнение (10) в развернутом виде, получим:

Из системы уравнений (10) можно получить выражение для расчета критической скорости потока в горизонтальном участке трубы:

Сопоставив между собой формулы для горизонтального и вертикального участка трубы получаем, что при равных условиях значение критической скорости потока в горизонтальном участке трубы в 1,5 раза меньше критической скорости для вертикального участка трубы.

Таким образом, для определения предельных условий, необходимых для выноса жидкости по стволу и с забоя скважины, необходимо использовать формулу для вертикальной трубы. В этом случае будут получены высокие значения критической скорости, которые, следовательно, будут оптимальны для всех участков насосно-компрессорных труб.

Для получения значения критического дебита скважины установлено, что для высокотурбулентного потока газа (режим работы всех газоконденсатных скважин), CD - коэффициент лобового сопротивления становится постоянной величиной, равной 0.44.

По фактическим данным эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири по формуле (8) с учетом коэффициента лобового сопротивления CD=0.44 проведены расчеты критических скоростей и получена степенная зависимость критической скорости vG от устьевого давления:

где

vG - скорость газа, м/с;

Руст - давление на устье скважины, 0.098 МПа либо кгс/см2.

Согласно полученной зависимости, можно получить необходимое значение критической скорости, при известном устьевом давлении скважины. Из полученной зависимости можно найти критический дебит, приведенный к стандартным условиям, по выражению (1), что является наиболее удобной величиной для практического использования.

Способ осуществляют следующим образом.

Во время работы скважины, по результатам ГКИ (газоконденсатные исследования скважин) определяют фактические термобарические показатели эксплуатации и свойства флюида:

давление устьевое Р, МПа либо кгс/см2;

температура устьевая Туст, K;

критические параметры газа: давление Ркр, Ткр.

В случае отсутствия ГКИ, критические параметры газа, берутся по аналогии, либо согласно принятой модели пластового флюида.

По полученным данным определяют коэффициент сверхсжимаемости рассчитывается согласно выражению В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича:

где

Ркр - критическое давление пластовой жидкости, МПа;

Ткр - критическая температура пластовой жидкости, K;

Р -давление на устье скважины, МПа;

Т - температура на устье скважины, K.

Затем рассчитывают дебит (критический дебит) пластовой жидкости (двухфазная газоконденсатная смесь), при котором частицы жидкости будут находиться во взвешенном состоянии (показатель момента равновесия системы)

Необходимым условием для извлечения, выпавшего в стволе скважины ретроградного конденсата и конденсационной жидкости, будет являться превышение фактического дебита пластовой жидкости над дебитом, при котором достигается момент равновесия системы (критическим дебитом).

Если на фактическом режиме работы скважины дебит ниже необходимого, то режим работы скважины подбирают путем увеличения дебита до расчетной величины, обеспечивающей скорость потока газа, выше минимально необходимой, например, путем регулирования устьевого штуцера скважины.

Таким образом, заявляемый способ эксплуатации позволяет оптимизировать работу скважины.

Пример

Скважина X Уренгойского НГКМ, оборудованная хвостовиком, характеризуется следующими исходными (текущими) данными на дату расчета:

1. Давление устьевое - 418 кгс/см2;

2. Температура устьевая - 318 K;

3. Критические параметры газа: давление - 46.9 кгс/см2, температура - 212 K;

4. Внутренний диаметр НКТ - 0.076 м.

По расчетным формулам определяют:

- коэффициент сверхсжимаемости газа:

;

Расчет критического дебита в подъемной трубе:

Фактический дебит газа на устье составил 210 тыс.м3/сут, что больше рассчитанного критического дебита (минимально допустимого) 149.7 тыс.м3/сут.

Таким образом, на данной скважины соблюдаются условия для извлечения выпавшего в стволе скважины ретроградного конденсата и конденсационной жидкости. При значении дебита менее рассчитанного значения (минимально допустимого) устьевым штуцером устанавливают технологический режим работы, при котором обеспечивается вынос жидкости (конденсационная вода, ретроградный конденсат) по насосно-компрессорным трубам.

Способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины, включающий замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя, отличающийся тем, что критический дебит скважины определяют по формуле:

,

где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе;

Руст - давление устьевое;

D - внутренний диаметр подъемной трубы;

Tуст - устьевая температура;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего. При этом к выходу из колтюбинга горючего присоединен активатор горючего, выход которого соединен с входом скважинного газогенератора. При этом активатор горючего содержит два электрода, установленные в рабочей камере и соединенные высоковольтными проводами с источником высокого напряжения. Устройство также содержит системы подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор и в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор. При этом система подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Причем система подвода газа Брауна в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Техническим результатом является повышение КПД процесса горения. 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 21 ил.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле:, где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Наверх