Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы эксплуатации газовых скважин на завершающей сталий разработки месторождений и их решения на современном этапе 10
1.1. Обводнение низкодсбитмых газовых скважин 10
1.2. Современные представления о закономерностях вертикальных двухфазных потоков применительно к эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями
1.3. Существующие методики расчета технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями 28
2. Экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков на Стенде по отработке технологии эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторождений 39
2.1. Принципиальная схема Стенда 40
2.2. Методика экспериментальных работ, параметры измерительных приборов и функциональная схема Стенда 44
2.3. Анализ измерительной схемы
3. Результаты экспериментальных исследований и их анализ 52
3.1. Обоснование автомодельных параметров
3.2. Результаты экспериментальных исследований потерь давления в вертикальных газожидкостных потоках в трубах разного диаметра 62
3.3. Сравнение с опубликованными экспериментальными результатами 65
3.4. Анализ применимости квазигомогенной модели для описания восходящих вертикальных двухфазных потоков
3.5. Анализ влияния расхода жидкости на потери давления. Уточнение набора автомодельных параметров
3.6. Механизм возникновения дополнительных потерь за счет наличия в потоке жидкости
3.7. Составление по экспериментальным данным модели для расчета двухфазных потоков при малых содержаниях жидкости и больших диаметрах труб
4. Примеры расчетов работы скважин, УКПГ и ПХГ 95
4.1. Расчет режима работы газовой скважины с водопроявлениями 95
4.2. Влияние воды в продукции газовой скважины на ее работу 98
4.3. Сравнение полученных данных с оценочными расчетами по формулам для минимальной скорости газа 99
4.4. Сравнение полученных результатов с расчетами по программе Eclipse
4.5. Прогнозирование задавливания скважины водой 104
4.6. Расчет работы ПХ105
4.7. Расчет технологического режима работы скважин 107
5. Технологии для скважин в условиях их задавлипания водой 116
5.1. Уменьшение диаметра лифтовой колонны (замена НКТ)
5.2. Снижение устьевого давления 121
5.3. Газлифт 123
5.4. Эксплуатация скважины но концентрическому лифту 128
5.5. Закачка в затрубье сухого газа 132
Основные выводы 134
Список литературы 136
- Существующие методики расчета технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями
- Сравнение с опубликованными экспериментальными результатами
- Сравнение полученных данных с оценочными расчетами по формулам для минимальной скорости газа
- Эксплуатация скважины но концентрическому лифту
Введение к работе
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 бльшая 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 см3/м3) в трубах большого (до 15,3 см) диаметра при давлениях до 3,0 МПа.
Основные задачи
-
Сравнительный анализ существующих методов расчета вертикальных газожидкостных потоков и оценка степени их применимости к условиям сеноманских залежей на завершающей стадии разработки.
-
Анализ и обобщение результатов промысловых исследований скважин газовых месторождений Западной Сибири.
-
Усовершенствование стенда для исследования вертикальных потоков водогазовых смесей с целью расширения его возможностей, создание и отработка методики экспериментальных работ.
-
Проведение экспериментальных исследований на стенде для условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Западной Сибири.
-
Обобщение результатов экспериментов и создание на их основе математической модели и методики расчетов вертикальных газожидкостных потоков.
-
Апробация разработанной методики для регулирования работы газовых скважин с водопроявлениями.
Методы исследования
-
Сравнительный анализ существующих алгоритмов и методик расчета режимов скважин с двухфазным потоком в стволе.
-
Стендовые исследования с использованием методов теории планирования экспериментов и методов теории подобия.
-
Математическая обработка данных лабораторных и промысловых исследований.
-
Методы численных решений дифференциальных уравнений и программирования.
-
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 см3/м3) 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
-
Экспериментальное обоснование зависимости потерь давления от расходных характеристик вертикальных газожидкостных потоков с малым содержанием жидкости (от 0,1 до 20 см3/м3) 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.
-
Математическая модель расчета потерь давления в стволе газовой скважины с водопроявлениями для условий завершающей стадии разработки месторождений.
-
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.
Существующие методики расчета технологического режима работы газовых скважин с водопроявлениями
Поскольку эксперименты проводились при давлениях, близких к атмосферному, в формулах (1.2.18)-(1.2.21) отсутствует зависимость от плотности газа.
Авторы [5, 23J предложили в качестве безразмерного параметра двухфазного вертикального потока применять приведенный параметр Фруда Fr = .В настоящей работе (раздел 3.1) уделяется особое внимание экспериментальному подтверждению того факта, что этот параметр является определяющим. В связи с тем, что в исследованиях Данса и Роса плотность газа не вошла в безразмерные комплексы (1.2.18)-( 1.2.21), определяющими параметрами стали параметр Фруда для жидкости При проведении инженерных расчетов в зарубежной практике используются компьютерные программы (Eclipse, PipeSim, Olga и др), основанные на корреляциях различных авторов; считается, что для газовых месторождений лучше всего подходит корреляция Грея Г. [16, 70, 141], опирающаяся на использовании вышеуказанных четырех безразмерных параметров в качестве основных критериев, определяющих процесс движения двухфазных систем в вертикальных трубах. Однако физические условия газовых залежей сеномана существенно отличаются от условий проведения экспериментов, на которых базируется корреляция Грея Г. Эти эксперименты проводились на НКТ, диаметр которых менее 3 /2 дюйма, при водосодержаниях порядка 28 см /м , что является достаточно большой величиной, поскольку для сеноманских залежей водосодержание н большинстве случаев варьирует в пределах 0,1-4 см/м , а в исключительно редких случаях достигает величины 13см7м\ Автор показал, что для адекватного отображения особенностей вертикальных газожидкостных потоков указанных четырех параметров (1.2.18-1.2,21) не достаточно. Ниже в разделе 4.4 представлено сравнение результатов расчетов по нескольким наиболее широко распространенным корреляциям, включая корреляции Грея Г., с экспериментальными результатами, полученными в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2005-2011 гг. В разделе 3.4 проведен анализ применимости квазигомогенной модели, лежащей в основе практически всех существующих в вастоящее время корреляций. Для проведения инженерных расчетов и разработки технологий эксплуатации газовых скважин с водопроявлениямн в условиях сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера Западной Сибири автор предлагает использовать математические модели, основанные на результатах экспериментальных исследованиях, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Результаты экспериментов и основанные на них модели представлены в главе 3 настоящей работы Для эксплуатации газовых скважин, содержащих жидкость, первоочередной актуальностью обладают следующие вопросы: каковы потери давления от забоя до устья? каковы максимальное устьевое давление и минимальный дебит газа, обеспечивающие стабильную работу скважины? Недавно вышедшая монография [70] охватывает широкий спектр вопросов по двухфазным потокам а скважинах; се авторы считают, что условия стабильной работы таких скважин необходимо рассчитывать по двум методам по методу критической скорости течения и по методу узлового анализа. Условия стабильной работы газовой скважины рекомендуется определять по совместному анализу решений, полученных по обеим методикам. Брилл Дж. и Мукерджи X. [16] также описывают этот метод (они называют его «анализом системы добычи»).
Этот метод давно и успешно используется во многих областях науки и техники, но подробное его описание применительно к задаче эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями впервые, по-видимому, было сделано во ВНИИГАЗе проф- Бузиновым С.Н. [5].
Суть метода узлового анализа состоит в следующем. Скважина и пласт рассматриваются как два последовательных звена, имеющих общую точку - забой, в которой давление, температура и расходы жидкости и газа имеют одинаковые значения для обоих звеньев. Если построить в координатах «р1аб-Q» характеристические кривые пласта (индикаторную линию) и скважины, то взаимное расположение этих двух кривых определит режим работы скважины.
На рисунке 1.3.1 изображен случай нормальной работы газовой скважины, выносящей воду, с дебитом Qpao- В этом случае две кривые пересекаются в двух точках, из которых правая соответствует устойчивому режиму работы скважины, а левая - неустойчивому.
Существует три основных варианта взаимодействия этих кривых, пример которых изображен на рисунке 1.3.2. При устьевом давления 1,1 МПа скважина работает устойчиво с дебитом Q (кривая лифта 1). Если давление на устье и соответственно на забое повысить, то характеристическая кривая лифта переместится вверх. При достаточно высоких устьевом и забойном давлениях кривые пласта и лифта не будут иметь общих точек. В таком режиме система «пласт-скважина» работать не может: скважина залавливается водой. Этот случай иллюстрируется кривой 3 на рисунке 1.3.2.
Сравнение с опубликованными экспериментальными результатами
Экспериментальные работы на Стенде производятся в соответствии с «Программой и методикой испытаний», которая определяет порядок эксплуатации измерительного комплекса Стенда, а также позволяет оценивать объём и степень достоверности производимых измерений.
Перед запуском Стенда производится подготовка его обвязки. С помошью соответствующих кранов на нижнем и верхнем этажах рабочая колонна соединяется с гидродинамической системой циркулирования газожидкостной смеси; не участвующие в опыте колонны отсекаются от системы. В случае проведения эксперимента с участием жидкости открывается канал подачи воды от насоса HI, Н2 или НЗ (на первом этаже) в зависимости от необходимого расхода. В случае экспериментов с сухим газом насосы к системе не подключаются. Включается система охлаждения статоров центробежных нагнетателей. Сливаются остатки жидкости от предыдущего эксперимента из хвостовика сепаратора и из разделительных бачков. На операционном пункте управления, расположенном на 3-м этаже, осуществляется завершающий этап подготовки Стенда к запуску, в ходе которого производится предварительное обнуление и установка необходимых пределов измерения первичных преобразователей. С помощью компрессора КМ-1 через буферно-накопительную емкость (ресивер) в гидродинамическую систему Стенда закачивается воздух до заданного рабочего давления. Включаются центробежные нагнетатели, управляемые частотными преобразователями. На минимальных оборотах нагнетателей осуществляется проверка функционирования системы, включая измерительный комплекс. При этом в системе циркулирует однофазный газ при рабочем давлении с минимальным расходом. Величина расхода газа устанавливается с помощью частотных преобразователей, управляемых с пульта. Контроль за величиной расхода газа осуществляется с помощью измерителя расхода.
Центробежные нагнетатели создают поток газа, который циркулирует по замкнутому контуру, сегментом которого является рабочая колонна. Жидкостные насосы обеспечивают подачу жидкости. Газ и жидкость раздельно, но одновременно поступают в смеситель, находящийся внизу колонны, конструкция которого обеспечивает диспергирование жидкости в потоке газа, создавая таким образом рабочую газожидкостную смесь, поступающую из смесителя дальше непосредственно в рабочую колонну. За счет напора газа смесь поднимается по колонне вверх и через обвязку трубопроводов попадает в сепаратор, где жидкость отделяется от газа. Далее газ поступает на вход блока центробежных нагнетателей, а жидкость после измерения динамики ее накапливания в хвостовике сепаратора сливается в емкость Е и при помощи жидкостного насоса вновь направляется в смеситель. Газ проходит через блок нагнетателей и поступает на измеритель расхода газа, после чего также поступает в смеситель.
Величина расхода жидкости задается дозировочным насосом и контролируется в режиме полного выноса жидкости в колонне путем наблюдения за процессом наполнения хвостовика сепаратора.
Шаровые краны КР1-КР8 предназначены для определения содержания жидкости в потоке путем одновременного перекрытия колонны вверху и внизу и последующего слива и замера ее количества. Управление процессами открытия и закрытия кранов КР1-КР8 осуществляется с помощью пневматической система подачи азота поддавлением.
Запись параметров производится с периодичностью от 1 сек до 5 минут. Продолжительность проведения опыта на одном режиме составляет, как правило, 15-20 минут, и зависит от скорости устаноапения всех параметров
ИССЛедуемОГО Процесса. В ОТДеЛЬНЫХ ОПЫТаХ При медленном установлении процесса (это обычно бывает при уменьшении расхода іаза в диапазоне его низких значений, после которого происходит накопление жидкости в трубе до равновесного количества) время выхода на стационарный режим может составлять до 2 часов.
С точки зрения постановки эксперимента параметры делятся на два класса: задаваемые и определяемые. Как следует из названия, задаваемые параметры задаются оператором. По той или иной причине в процессе опыта их значения могут измениться, но с помощью системы управления по обратной связи осуществляется их восстановление. Таким образом, система управления позволяет поддерживать задаваемые параметры на заданном уровне. Определяемые параметры - это те, значения которых до начала опыта не известны; целью эксперимента как раз и является получение знаний об определяемых параметрах при известных значениях задаваемых параметров. К задаваемым параметрам относятся расход газа, давление в системе, расход жидкости. К определяемым параметрам относятся разность давлений между низом и верхом колонны (потери давления в вертикальной трубе), уровень воды в хвостовике сепаратора, температура в разных точках системы, содержание жидкости в рабочей колонне.
На рисунке 2.2.1 представлена функциональная схема Стенда, поясняющая принципы организации двухфазноі-о потока в вертикальной трубе и систему измерений ключевых параметров исследуемого процесса.
Сравнение полученных данных с оценочными расчетами по формулам для минимальной скорости газа
Для расчета режима работы газовых скважин с водопроявлениями как в нашей стране, так и за рубежом используется квази гомогенная модель [16, 28, 33, 56,70,73,92, 141]. В к вази гомогенных моделях, изначально разработанных для однофазных систем, фигурируют параметры рабочего флюида, установленные экспериментальным путем и являющиеся действительными характерне гиками реального флюида: В формуле (3.4Л) сделано допущение, что ускорением потока в стволе скважины можно пренебречь. При использовании гомогенной модели для расчетов двухфазных (или многофазных) потоков в качестве параметров 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 приходится определять с помощью тех или иных математических манипуляций над параметрами реальных флюидов, участвующих в рассматриваемом процессе как компоненты смеси: В правой части формулы (3.4.2) имеются два члена: первый определяет влияние веса смеси на изменение давления вдоль вертикальной трубы, а второй - потери на трение. Общепринято, что формула (3.4.2) обоснована эксперимента!ьно и хорошо согласуется с существующими на сегодняшний день научными представлениями. Однако результаты экспериментальных исследований показывают, что она применима не для всех случаев.
Как уже было отмечено, теория газлифта разрабатывалась в первую очередь для потоков с весьма высоким содержанием жидкости в смеси, что актуально для эксплуатации скважин нефтяных месторождений и задач подъема воды из низко (или глубоко) расположенных резервуаров с помощью газа (в первую очередь воздуха).
Для проверки применимости формулы (3.4.2) к описанию двухфазных ПОТОКОВ с низким содержанием жидкости и возможности расчета технологического режима газовых скважин с водопроявлениями были поставлены специальные эксперименты, анализ результатов которых приведен ниже.
Сначала рассмотрим первый член в правой части формулы (3.4.2), который определяет гравитационную составляющую перепада давления на концах трубы. Вес столба газожидкостной смеси при небольших давлениях (порядкя l,S -- 7,0 \ІП я) опредепя тгя преимущественно весом жидкости, находящейся в трубе, потому что весом газа в этом случае можно пренебречь. Для анализа влияния веса жидкости на изменение давления по высоте вертикальной трубы были проведены три серии экспериментов.
В первой серии изучались барботажпые процессы без притока жидкости (рисунок 3.4.1). Количество жидкости в трубе с внутренним диаметром 7,6 см оставалось неизменным; снизу подавался газ с достаточно небольшим расходом, чтобы жидкость не выносилась из трубы восходящим газовым потоком. Давление в системе поддерживалось на уровне 0,5 МПа. При этом измерялся перепад давления между верхом и низом грубы. В соответствии с формулой (3.4.2) и общепринятыми представлениями перепад давления должен складываться из веса жидкости, веса газа (который в данном случае незначителен по сравнению с весом жидкости) и потерями на трение газа с жидкостью и стенками трубы. Однако тщательные измерения показали, что перепад давления при определенных условиях может быть меньше высоты столба жидкости, а именно - при постепенном увеличении расхода газа перепад давления может не увеличиваться, а уменьшаться (рисунок 3.4.2). Жидкость в этом режиме частично уносится газом и поднимается на определенную высоту, но верха трубы не достигает, а прилипает к стенке и стекает по ней вниз. По-видимому, часть жидкости, которая не входит в состав связной жидкой фазы (то есть пребывает в виде летящих вверх капель разной формы и размера или пленки жидкости на стенке), участвует в создании перепада давления не традиционным способом или не участвует вообще. Наблюдения над процессом показали, что до определенной величины расхода газа этот процесс обратим, то есть при обратном уменьшении расхода потерн давления восстанавливаются до исходной величины, которая определяется весом столба жидкости; при увеличении расхода газа выше некоторого критического значения жидкость начинает выноситься из трубы, в результате система постепенно теряет жидкость, и процесс становится необратимым.
Таким образом, данный эксперимент показывает, что формула (3.4.2) применима не во всех случаях.
Во второй серии экспериментов, посвященных анализу гравитационного члена в формуле (3.4.2), также исследовались барботажные процессы, но по другой методике. Для трубы с внутренним диаметром 10,0 см и длиной 30 м предварительно подбирался такой расход газа при давлении 0,64 МПа, при котором жидкость не выносится на поверхность, а барботируется (&„„ - 2400 м /сутки при рабочем давлении). После установления потока газа с таким расходом в смеситель, расположенный внизу трубы, начинали подавать жидкость с постоянным расходом 0,173 м/сутки (7,2 л/час). Расходное водосодержание потока при этом составляет меньше 0,01%. Начинался рост перепада давления на концах трубы, который измеряли ежеминутно; фиксировалось также время полного заполнения трубы водовоздушной смесью (до момента перелива водовоздушной смеси через верх трубы).
Эксплуатация скважины но концентрическому лифту
Как уже отмечалось, одной из харакіерньїх особенностей завершающей стадии разработки является возможность задавливания скважин водой даже в случае отсутствия пластовой воды в скважине и в призабойной зоне. Это связано с наличием в пластовом газе паров конденсационной воды, которые могут выпадать в жидкую фазу при изменении термобарических условий. По мерс движения газа к устью скважины уменьшается давление, что приводні к уменьшению относительной Влажности газа, и одновременно уменьшается температура, что приводит, наоборот, к увеличению относительной влажности газа. В результате этих конкурирующих процессов вода может конденсироваться в потоке газа в стволе скважины и оседать на стенках, и если дебит газа не достаточно велик - стекать на забой.
Для предотвращения конденсирования воды в скважине можно закачивать по затрубью сухой газ, который будет смешиваться с пластовым. В результате влажность движущегося по НКТ газа уменьшится, и выпадения жидкости можно будет избежать. При этом все гидродинамические расчеты проводятся как обычно для сухого газа, в частности, по формуле Адамова Г.А.
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 С, устьевая температура равна 10 С, 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. м /сут, и для дальнейшей устойчивой эксплуатации скважины необходимо изменить технологический режим се работы.
Для расчета фазовых равновесий пластового газа с водой воспользуемся данными работы (56]. Расчеты проведем в предположении, что фазовые равновесия устанавливаются мгновенно в соответствии с термобарическими параметрами потока газа. Примем, что влагосодержание газа на забое такое же, как и в пласте, и равно в наших условиях 3,45 CMJ/M3. Расчет показывает, что на устье влагосодержание газа понизится до 1,34 см /м . Для дебита Q - 50 тыс. м /сут количество выпадающей в скважине воды в единицу времени составит 4,39 л/час, или 105 л/сут. Если не предпринять специальных мер, со временем произойдет самозадавливаиие скважины водой.
Для расчета потребного расхода сухого газа, закачиваемого по затрубью, примем, что влажность сухого газа равна W = 0,01 см /м\ Тогда минимально необходимый дебит газа закачки (циркуляции) составит где Wnjl, Wycr и W - влагосодержание газа на забое, на устье и газа закачки (циркуляции). Для нашего примера дебит из пласта понизится до 38 тыс.м /сут. (в связи с некоторым возрастанием забойного давления из-за закачки сухого газа в межколонное кольцевое пространство), а теми закачки составит 61 тыс. м /сут. Соотношение темпов закачки газа и дебита пластового газа составляет 1,6; это значгнис практически такое же, как в случае газлифта.
Поскольку падение температуры газа по стволу в основном происходит за счет теплообмена с окружающими ствол скважины многолетнемерзлыми породами в том числе через межколонное пространство, то закачка газа может изменить интенсивность и даже направление потоков тепла и таким образом повлиять на фазовое газожидкоілное равновесие в стволе. Кроме того, если осушенный газ перед закачкой подогревать, то можно обеспечить снижение оттока тепла из НКТ и таким образом добиться повышения температуры газа в стволе и па устье. При этом необходимо иметь в виду, что подогрев закачиваемого газа может приводить к растеплению и таянию многолетнемерзлых пород, что крайне нежелательно с точки зрения надежности крепления скважин. В качестве технического решения этой проблемы можно предусмотреть использование теплоизолированных труб, которые, как показали исследования, имеют значительный ресурс времени сохранения достаточно низкого коэффициента теплопроводности (103]. Можно провести тепловые расчеты и получить необходимые соотношения для параметров процесса, однако эта задача выходит за рамки данной работы. Следует отметить, что рассматриваемая технология закачки сухого газа в затрубье не основана на экспериментальных результатах, представленных в данной работе и касающихся исследований вертикальных двухфазных потоков. Однако автор счел нужным кратко ее описать, поскольку она касается эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями и может оказаться весьма эффективной на практике для исключения конденсации жидкости в стволе скважины. 1. Для разработки газовых месторождений на поздней стадии характерным является задавливаиие скважин водой, что обусловлено в первую очередь уменьшением энергии ппастового газа по мере выработки месторождения. Особенностями месторождений Крайнего Севера, с одной стороны, являются значительный слой ве-шомерзлых пород, что приводит К охлаждению газового потока на пути от забоя к устью и выпадению вследствие этого конденсационной воды в стволе скважины, и большие диаметры насосно-комп рессорных труб эксплуатационных скважин, следствием чего являются низкие значения скоростей газового потока. С другой стороны, огромные остаточные запасы газа диктуют необходимость изучения и разработки специальных технологий эксплуатации газовых скважин в этих условиях. 2. Впервые проведены лабораторные экспериментальные исследования вертикальных газожидкостных потоков в условиях, близких к реально наблюдаемым при эксплуатации скважин сеноманских залежей газовых месторождений Крайнего Севера по уровню давлений, величине дебитов газа и жидкости и диаметрам труб. З.Определен набор безразмерных автомодельных параметров, однозначно определяющих характеристики вертикальных двухфазных потоков для условий сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Впервые получен новый безразмерный параметр Ви, который определяет вклад жидкой фазы в величину потерь давления. 4.На базе полученных экспериментальных результатов разработана математическая модель для расчета режима работы газовых скважин с водо проявлен и я ми в условиях месторождений Крайнего Севера, включающая использование впервые трех безразмерных параметров автомодельности процессов.
