Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ технологий контроля и моделирования параметров освоения нефтяных и газовых скважин азотом с помощью колтюбинга 10
1.1 Технология освоения скважин азотом с применением колтюбинга 11
1.2 Анализ современных методов и средств контроля параметров азотного освоения колтюбингом
1.3.1 Анализ влияния технологических параметров на эффективность азотного освоения и существующие подходы к проектированию 25
1.3.2 Влияние технологических параметров на процессы, происходящие в скважине и пласте 28
11.3.3 Проектирование азотного освоения с применением колтюбинга. 37
1.3.4 Компьютерное моделирование процесса азотного освоения скважин 42
2 Разработка математической модели процесса освоения скважин азотом с применением колтюбинга 54
2.1 Определение характеристик азота 55
2.2 Стационарная модель течения азота по трубе колтюбинга
2.2.1 Расчет коэффициента гидравлического сопротивления 65
2.2.2 Адаптация модели к условиям скважин со сложным профилем 68
2.2.3 Алгоритм решения задачи стационарного течения 71
2.3 Нестационарная модель течения азота по трубе колтюбинга 73
2.3.1 Этап предиктора 74
2.3.2 Этап корректора 81
2.3.3 Граничные условия задачи 83
2.3.4 Устойчивость численного решения
2.3.5 Алгоритм решения нестационарного течения газа методом характеристик 92
2.4 Модель многофазного течения газожидкостной смеси в затрубном пространстве колтюбинга и НКТ 94
2.4.1 Расчет реологических параметров компонентов многофазной смеси 97
2.4.2 Расчет параметров газожидкостной смеси с помощью модифицированной модели Хэгдорна-Брауна 102
3 Разработка методов проектирования и контроля параметров освоения скважин азотом с применением колтюбинга и исследование влияния технологических и геологических факторов на создаваемую депрессию
3.1 Оценка качества разработанных математических моделей
3.2 Разработка и исследование метода контроля параметров азотного освоения с применением колтюбинга 120
3.2.1 Исследование нестационарности параметров потока азота и времени перехода к установившемуся режиму течения 122
3.3 Разработка и исследование метода проектирования параметров азотного освоения 127
3.3.1 Исследование влияния технологических и геологических параметров азотного освоения на создаваемую депрессию 127
4 Проектирование азотного освоения с применением колтюбинга на скважине №8420г красноленинского месторождения 140
4.1 Исходные данные по скважине и ее конструкция 140
4.2 Расчет режимов освоения 143
Основные выводы и рекомендации 146
Список использованных источников
- Анализ влияния технологических параметров на эффективность азотного освоения и существующие подходы к проектированию
- Адаптация модели к условиям скважин со сложным профилем
- Расчет реологических параметров компонентов многофазной смеси
- Исследование влияния технологических и геологических параметров азотного освоения на создаваемую депрессию
Анализ влияния технологических параметров на эффективность азотного освоения и существующие подходы к проектированию
Существует большое количество технических подходов для проведения освоения. Имеющиеся в настоящее время технические подходы можно разделить на следующие методы [15]: 1. Снижения уровня жидкости глушения в скважине; 2. «мгновенной» депрессии, 3.замены или облегчения жидкости глушения более легкой. К последнему можно отнести освоение скважин азотом с помощью колтюбинга. Существование различных способов освоения нефтяных и газовых скважин обусловлено тем, что в современной нефтяной и газовой промышленности существует огромное разнообразие технико-геологических условий, для которых не существует однозначного экономического и технологического оптимума. Тем не менее, технология азотного освоения с применением колтюбинга не имеет конкурентов в плане минимизации негативных влияний на пласт и поэтому эффективнее других технологических подходов при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями. А в некоторых случаях, например при освоении после ГРП, колтюбинг является наиболее приемлемым технологическим решением при освоенииеще и с точки зрения последующей эксплуатации скважины УЭЦЩ5].
Технологические рамки применения освоения компрессированием достаточно широки, что позволяет использовать его в различных геолого-технических условиях. Данным способом можно осваивать скважины с нормальным и аномальными давлениями[ 14,55], так как создаваемая депрессия на пласт может варьироваться в широких пределах.
Колтюбинг, или гибкая насосно-компрессорная труба (ГНКТ), прочно вошел в современную нефтегазовую промышленность. Данная технология является альтернативой традиционным техникам ремонта, где рабочая колонна дискретна и собирается из отдельных труб. В мире насчитывается около 2000 установок колтюбинга, из числа которых более 200 находятся в России [1]. Колтюбинговые установки широко применяются при самых разнообразных операциях цикла строительства скважин. Опыт применения колтюбинга в нашей стране весьма широк. Он включает проведение операций промывки и освоения скважин, бурения, цементирования, изоляции притока, спуска приборов геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС), различных операций по стимуляции притока, перфорации, ловильных работ и прочие [2,8,48,51,88].
Основное применение данной технологии, это ремонт скважин, в частности, работы на депрессии, что обусловлено главной технологической особенностью колтюбинга, понятной из названия (coiled tubing - с англ. гибкая труба) - непрерывной (безмуфтовой) гибкой насосно-компрессорной трубой. Благодаря этой особенности, спускоподъемные операции (СПО) проходят без свинчивания муфтовых соединений НКТ, что позволяет постоянно контролировать давления и осуществлять закачку и циркуляцию рабочих жидкостей, как в течение самой операции, так и при СПО.
Принципиальная схема установки колтюбинга показана на рисунке 1.1. Барабан колтюбинга может быть размещен на базе мобильной установки, либо на прицепе. При бурении колтюбингом также используются стационарные установки.
Трубы колтюбинга выпускаются различных типоразмеров. Для освоения скважин в основном применяются трубы диаметром от 1 дюйма до двух (25,4 -50,8 мм). По длине трубы также различны и ограничены вместимостью барабана колтюбинга (рисунок 1.1). Обычно на барабан колтюбинга наматывают трубу максимально возможной длины. Это связано с тем обстоятельством, что одной и той же трубой колтюбинга работают на достаточно большом количестве скважин и ее перемотка осуществляется тогда, когда труба выработала свой ресурс.
Таким образом, труба колтюбинга, помещенная на барабан установки должна быть максимальной длины, чтобы иметь возможность работать на всех предполагаемых глубинах, на которых может осуществляться внутрискважинная операция. Помимо этого, нужно учитывать, что при осуществлении работ по промывке и освоению нижняя часть трубы (от нескольких метров, до нескольких десятков метров), отрезается после проведения небольшого количества операций (количество операций и длина отрезаемого участка рассчитывается исходя из модели надежности трубы).
Компании-производители также изготавливают трубы с переменным внутренним диаметром. Это позволяет увеличить максимальную глубину спуска колтюбинга, и повышает надежность при проведении работ на глубоких скважинах. Трубы, изготовленные по такой технологии, имеют постоянный внешний диаметр, но переменную толщину стенки - чем ближе к сердечнику барабана, тем толще стенка и меньше внутренний диаметр.
Таким образом, при увеличении глубины и, как следствие, растягивающих нагрузок, вес воспринимается более прочной секцией трубы.
Данный фактор необходимо учитывать при расчетах и составлении математической модели, потому что градиент потерь давления на трение зависит от диаметра как АР2/ ДРі (0і/ &i) 5, исходя из формулы Дарси-Вейсбаха.
Инжектор, показанный на рисунке 1.1, осуществляет функцию спускоподъемной системы, вытаскивая, либо заталкивая трубу в скважину. Инжектор использует гидравлическую энергию для удерживания и движения трубы. Под цепями инжектора расположено герметизирующее устройство стриппер, являющееся первичным барьером. Стриппер позволяет надежно герметизировать межтрубное пространство при спуске, подъеме и проведении внутрискважинных операций. Вторичным и третичным барьерами является блок превенторов, установленный ниже стриппера.
Адаптация модели к условиям скважин со сложным профилем
При расчетах известным граничным условием выступают данные датчика давления закачки (на линии 7-1, рисунок 1.4), а также температура азота, которая показывается на пульте азотного компрессора.
Для применения приведенной выше системы уравнений в условиях освоения скважины с помощью колтюбинга необходимо учесть, что диаметр колтюбинга, это величина переменная при использовании современных гибких труб с различными по диаметру секциями. Поэтому D=f(x). Диаметры секций труб задаются в зависимости от типа используемой трубы.
Коэффициент гидравлических потерь Дарси-Вейсбаха /, это величина, зависящая от диаметра, давления, температуры, поэтому в расчет необходимо ввести функцию f от х, так как все перечисленные величины также являются функциями от координаты х.
В скважинах со сложным (невертикальным) профилем величины отхода от вертикали А (рисунок 2.1) не одинаковы, в отличие от вертикальных, массив данных о горизонтальных и вертикальных координатах точек скважины составляет траекторию скважины.
Коэффициент гидравлических потерь для трубы колтюбинга в скважине определяется из уравнения Колбрука [83]. Данное уравнение подходит для определения коэффициента гидравлических потерь при турбулентном режиме течения
Как видно из уравнения 2.22, коэффициент гидравлических потерь не может быть выражен явно. Отсюда следует, что для того чтобы найти коэффициент трения из уравнения Колбрука необходимо это уравнение решить. На практике решение уравнения Колбрука можно реализовать методом деления отрезка пополам [91]. В системах компьютерной алгебры, в том числе Mathcad, данное уравнение без проблем решается встроенными процедурами (например, например, функцией Find() в Mathcad). Существует и иной подход к нахождению коэффициента гидравлических потерь - использование аппроксимированных формул, например, формулы Альтшуля, Блазиуса, Чена и др. [71-74]. Однако они имеют разные диапазоны применимости по числу Рейнольдса и шероховатости труб и не универсальны[83]. Коэффициент гидравлических потерь на трение является функцией от давления и температуры согласно уравнению
При расчете гидравлических потерь в трубе, находящейся на барабане колтюбинга необходимо учитывать такое явление, как вторичный поток (рисунок 2.2). На рисунке точка Обар обозначает центр барабана колтюбинга, а Dw - радиус барабана. Данный эффект возникает при движении жидкости, в том числе и сжимаемой, по трубам, загнутым в спираль. При таком движении гидравлические потери больше по сравнению с теми, что возникают в прямых и относительно прямых (с большим радиусом кривизны) трубах.
Учитывая специфику азотного освоения и большие расходы азота (до 30 м3/мин), было принято решение использовать корреляцию Сас-Яворски и Рида [79], которая является развитием более ранних работ Ито и применима для высоко турбулентных и автомодельных потоков в шероховатых трубах с малой погрешностью. Согласно данной корреляции, коэффициент потерь на трение в спиралеобразной трубе находится по формуле
Расчеты проводились для труб с диаметрами, которые в подавляющем числе случаев применяются при освоении (трубы в таблице указаны по внешнему диаметру, как принято в сортаменте, внутренний диаметр взят при стандартной толщине стенки). Шероховатость труб взята из [107] для новых труб. Вязкость рассчитывалась исходя из плотности азота при 20 МПа при температуре 310 К.
Как видно из таблицы, при разных массовых расходах коэффициенты потерь на трение изменяются в малых пределах. Это говорит о том, что заданные характеристики течения газа близки к автомодельным. При автомодельном течении скорость потока перестает влиять на коэффициенты потерь на трение и единственным влияющим фактором остается шероховатость труб.
В настоящее время все большее распространение получают скважины, построенные по сложным пространственным траекториям, отличным от вертикальных. Это обусловлено повышенной производительностью таких скважин и многими другими факторами. Поэтому, разрабатываемая модель должна быть применима на скважинах с любым профилем. Анализ построения профилей по различным кривым рассмотрены в работе [108].
Профиль скважины представляет собой массив данных о точках скважины - координаты по вертикали и по горизонтали, в трехмерном случае также задается координата отхода по азимуту. Рассмотрим тангенциальный профиль до места спуска колтюбинга при освоении (рисунок 2.3). Координаты для данного профиля представлены в таблице 2.4.
В системе уравнений 2.17 дифференцирование ведется по координате «х». Данная координата является координатой по стволу скважины и в случае с вертикальным участком совпадает с глубиной. В наклонных участках данная координата должна быть вычислена по глубине и отходу участка. Можно заметить, что профиль представляет из себя п-е количество участков (в рассматриваемом примере - 24). Каждый участок начинается в точке конца предыдущего и заканчивается в точке начала следующего. Участки представляют собой прямые линии, соединяющие эти точки. Рассмотрим предложенный пример тангенциального профиля.
Расчет реологических параметров компонентов многофазной смеси
Ключевым элементом комплексной модели освоения является модель течения газожидкостной смеси по затрубному пространству между колтюбингом и НКТ. Данная модель позволяет производить расчеты режима работы компрессорного оборудования, а также регулировать другие важные параметры работы - время проведения операции, глубину спуска и другие.
Как видно из рисунка 2.13 движущийся поток составляют азот, газообразные углеводороды, вода и нефть. Модель многофазного течения при освоении строилась исходя из того, чтобы учесть максимальное количество влияющих факторов и математически описать основные физические процессы, протекающие в ходе освоения, в их числе процесс образования эмульсии, а также процесс дегазации нефти и изменение ее вязкости в связи с этим.
В настоящее время существует несколько подходов к моделированию многофазных систем. Главным образом их можно разделить на эмпирические и механистические [70]. Механистические модели строятся на теоретических выводах и наблюдениях за различным поведением структур многофазного потока. Механистический подход одной из основных своих задач ставит выделение данных структур [56] и математическое описание их поведения. Однако, несмотря на активное развитие данной концепции и проведение большого количества исследований, точность механистических моделей уступает эмпирическим [31].
В научной литературе описано множество статистических и механистических моделей, среди которых модели Беггса-Бриля, Данса-Роса, Поэтмана-Карпентера, Гужова, Ансари, Чисхолма и многие другие [38,68,72]. Однако, данные модели оптимально работают только в определенном узком коридоре значений соотношения расходов жидкости и газа, а также диаметров труб. В случае же азотного освоения такой параметр, как соотношение расходов, меняется в широких пределах. Согласно исследованию [31], единственная модель, которая при различных соотношениях расходов газа и жидкости показывает приемлемую точность, это модель Хагедорна-Брауна и именно этим обусловлен ее выбор в качестве базовой модели для расчета параметров газожидкостной смеси. Применимость модели Хагедорна-Брауна для условий работ колтюбингом обуславливается возможным гидравлическим диаметром при котором модель работает корректно [114]. Также высокую точность данной модели подтверждают исследования [99,116].
Многофазная смесь, двигающаяся по затрубному пространству во время освоения нефтяной скважины состоит из большого количества компонентов: вода, нефть, попутный газ, азот, твердые мех.примеси. При этом вода и нефть составляют жидкую фазу и рассматриваются как однородная смесь, или эмульсия. Газообразная фаза принята однородной и состоящей только из азота, так как его массовый и объемный расход значительно преобладает, таким образом объемный дебет попутного газа просто прибавляется к расходу азота.
Итак, учитывая приведенные выше замечания, разрабатываемая модель многофазного течения смести по затрубному пространству между НКТ и колтюбингом во время азотного освоения будет включать две расчетных процедуры. Первая процедура описана и приведена в пункте 2.4.1 и направлена на установление характера смеси жидких компонентов, а также на вычисление ее реологических параметров, данная процедура отличает представленную в работе модель от аналогов, так как учитывает процесс образования водонефтяной эмульсии в скважине при освоении, а также процесс дегазации нефти. Вторая процедура представлена в пункте 2.4.2, она представляет собой расчет параметров газожидкостной смеси по модифицированной модели Хагедорна-Брауна.
Представленные выше корреляции позволяют определить вязкость нефти в скважинных условиях при различных давлениях, плотности и газосодержании.
Вязкость воды также является функцией от температуры, газосодержания и прочих факторов. Однако основным фактором является температура, поэтому применена упрощенная корреляция, описанная в работе [113]. Согласно данной корреляции вязкость воды находится по формуле где Т - температура, К. На данном этапе определены средства установления вязкости компонентов водонефтяной смеси. Теперь необходимо установить критерий, который будет определять характер смеси - образовывает ли она эмульсию, либо течет в виде обычной, не эмульгированной, смеси. Согласно источнику [72], таким критерием является число Кутателадзе, которое находится по формуле 2.92. Если число Кутателадзе больше десяти, то существуют условия для образования эмульсии, если же ниже, то эмульсия образовывается только на границе раздела фаз и ее количество незначительно [72]
При значение числа Кутателадзе Ки 10 нефть и вода в затрубном пространстве при освоении образуют эмульсию. Нахождение вязкости самой эмульсии, это сложная задача, так как эмульсия при некоторых условиях проявляет себя как неньютоновская жидкость, поэтому ее эффективная вязкость зависит также и от градиента скоростей потока. Данный эффект сложно прогнозируем и не является фактором, способным в значительной степени повлиять на результаты численного моделирования. Главным фактором, влияющим на вязкость эмульсии, помимо вязкости самих компонентов, является их объемное отношение, или коэффициент обводненности, в рамках рассматриваемой задачи. При этом, существует точка инверсии, в которой происходит скачек вязкости эмульсии ввиду того, что дисперсионная среда и дисперсная фаза меняются местами. Дисперсионная среда эмульсии при низкой обводненности, это нефть, когда обводненность достигает точки инверсии, она изменяется на воду, [32]. Существует несколько корреляций, позволяющих определить положение данной точки. В данном исследовании применена модель Браунера-Ульмана, как одна из наиболее поздних [106], при допущении, что межфазное натяжение до и после точки инверсии одинаковое, точка инверсии находится по уравнению
Исследование влияния технологических и геологических параметров азотного освоения на создаваемую депрессию
В последней главе данного диссертационного исследования показано проектирование параметров азотного освоения с применением колтюбинга на скважине №8420Г Красноленинского месторождения, включающее расчет и подбор оптимальных параметров режимов освоения с помощью разработанных инструментов.
Рассматриваемая скважина является нефтяной с горизонтальным окончанием длиной 600 м. В скважине проведен многостадийный гидроразрыв пласта. Дальнейшие работы по фрезерованию седел и шаров компоновки хвостовика, очистки забоя от незакрепленного проппанта, а также азотного освоения, выполнялись с помощью колтюбинговой установки.
Обработка данных инклинометрии с помощью известных формул геометрии позволила получить двумерный аналог профиля скважины. Аналог (рисунок 4.2) имеет с оригинальным профилем одинаковую глубину по стволу и глубину по вертикали.
Согласно разработанной методике проектирования профиль скважины делится на три секции по площади кольцевого пространства: 1-я секция - 0-2195 м; 2-я секция - 2195-2236 м; 3-я секция - 2236-3074 м.
Глубина спуска трубы колтюбинга была выбрана исходя из местоположения второго участка набора зенитного угла для выхода на горизонтальный ствол. Это обусловлено тем, что эффективность течения по горизонтальным и близким к горизонтальным участкам трубы существенно ниже, нежели по наклонным и вертикальным в плане создания градиента давления. Зенитный угол достигает 60 градусов при длине по стволу 2854 м. Данная координата принята глубиной спуска трубы колтюбинга. Ожидаемое забойное давление скважины составило 218 атм, плотность пластового флюида 810 кг/м3, ожидаемая обводненность продукции - 0,2 д.ед., ожидаемый коэффициент продуктивности скважины - 6,9 м3/(атмсут).
Далее по составленным алгоритмам проведен расчет забойного давления и выбраны оптимальные параметры расхода азота. Всего было запланировано проведение 4 циклов освоения по 2 часа каждый.
Верхнее ограничение депрессии составило 73 атм, и обусловлено оно наличием напорного пласта выше башмака эксплуатационной колонны по геологическому разрезу. При превышении данного ограничения возможно возникновение межколонного перетока согласно расчету по формуле 1.1. Геологическая информация об устойчивости коллектора при различных параметрах забойного давления не представлена, так как проблема выноса частиц пласта при добыче не рассматриваемом месторождении не наблюдается, поэтому при определении максимально допустимой депрессии на пласт данный параметр не принимался во внимание.
Максимально достижимая депрессия для первого цикла освоения составила 50,1 атм при расходе азотного компрессора 37 м3/мин. Первый цикл освоения характеризуется тем что из пласта производится отбор технологических жидкостей, проникших в призабойную зону при глушении и закачке жидкости разрыва для создания трещины ГРП. Для первого режима освоения был выбран расход азотного компрессора 28 м3/мин, который соответствует значению депрессии в 48,1 атм.
Максимально достижимая депрессия для второго и последующих циклов освоения составила 53,9 атм при расходе азотного компрессора 36 м /мин. Увеличение максимально достижимой депрессии произошло из-за того, что расчет производился для продукции с обводненностью 0,2 д.ед, а не для воды в случае с первым циклом. Для данных режимов был выбран расход в 29 м3/мин, при котором депрессия на пласт составляет 50,5 атм.
Средние данные по режимам освоения, применяемые на рассматриваемом месторождении сервисным предприятием N представлены в таблице 4.3,
Проектирование азотного освоения с применением разработанного метода позволило сократить время освоения на два часа, что составляет цикл, с сохранением общего объема отбора жидкости из пласта. Дополнительный расход жидкого азота составил всего 1,6 тонн благодаря выбору оптимального расхода азота. При этом величина депрессии, на которой проводилось освоение была значительно выше, что также оказывает положительный эффект на восстановление проницаемости призабойной зоны пласта и трещины ГРП.
Полученные результаты диссертационного исследования были успешно внедрены при составлении проектных документов в проектной организации Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени (Приложение А).