CC BY
3
ДОБЫЧА
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-55-60
УДК 532.5.013 I Научная статья
Апробация методов пересчета давления по стволу газовой скважины, в продукции которой присутствует жидкость, в программном комплексе «РН-ВЕГА». Часть 1
Чиглинцева А.С.1,2, Овчинников М.В.3, Ямалов И.Р.4
1ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия, 2Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия, 3АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», Новый Уренгой, Россия, 4ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия chiglintsevaas@bnipi.rosneft.ru
Аннотация
В статье описаны результаты апробации методов пересчета давления по стволу газовой и газоконденсатной скважины, которые представляют собой однофазную модель («сухой» газ) и аналитическую формулу Адамова для газового потока с поправкой на наличие жидкости. Тестирование было осуществлено на промысловых данных, полученными при газодинамических исследованиях скважин на месторождениях В, Б, ВУ и НУ. Выявлены границы значений водогазового фактора и конденсатогазового фактора, при которых расчет давления по стволу газовой скважины осуществляется по однофазной модели («сухой» газ) с допустимым отклонением.
Материалы и методы Ключевые слова
В ходе данной работы будут определены границы значений газовая скважина, однофазная модель, формула Адамова,
водогазового фактора и конденсатогазового фактора, при которых «сухой» газ, водогазовый фактор, конденсатогазовый фактор расчет давления по стволу газовой скважины можно проводить по однофазной модели («сухой» газ) или формуле Адамова с допустимым отклонением на основе промысловых данных.
Коллектив авторов благодарит к.ф.-м.н. Р.Р. Исламова (ООО «РН-БашНИПИнефть»), Ю.А. Захаржевского (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), А.А. Ибатулина (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), М.А. Мурашкина (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ») С.В. Ромашкина (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), О.А. Лознюка, Р.А. Шайбакова, А.В. Пестрикова (ПАО «НК «Роснефть») за поддержку и содействие при внедрении результатов научно-исследовательских работ, за обсуждение результатов работы и ценные замечания, которые позволили значительно улучшить содержание статьи и запланировать дальнейшие исследования.
Для цитирования
Чиглинцева А.С., Овчинников М.В., Ямалов И.Р. Апробация методов пересчета давления по стволу газовой скважины, в продукции которой присутствует жидкость, в программном комплексе «РН-ВЕГА». Часть 1 // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 55-60. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-55-60
Поступила в редакцию: 10.11.2023
OIL PRODUCTION UDC 532.5.013 I Original Paper
Approbation of methods for recalculating pressure along the trunk of a gas well the production of which contains liquid in the "RN-VEGA" software. Part 1
Chiglintseva A.S.1,2, Ovchinnikov M.V.3, Yamalov I.R.4
1"RN-BashNIPIneft" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Ufa, Russia, 2Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia, 3"ROSPAN INTERNATIONAL" JSC, Noviy Urengoy, Russia, 4"NK "Rosneft" PJSC, Moscow, Russia chiglintsevaas@bnipi.rosneft.ru
Abstract
In this paper describes s the results of testing models for calculating bottomhole pressure in the trunk of a gas and gas-condensate well, which are a single-phase model ("dry" gas) and Adamov's analytical formula for gas flow, adjusted for the presence of liquid. Testing was carried out using field data obtained during gas dynamic testing of wells in the V, B, VU and NU fields. The boundaries of the values of the water-gas factor and condensate-gas factor were identified, at which the calculation of pressure along the gas wellbore can be carried out using a single-phase model ("dry" gas) with an acceptable deviation.
Materials and methods Keywords
In this work, the boundaries of the values of the water-gas factor and gas well, single-phase model, Adamov's formula, "dry" gas, the condensate-gas factor will be determined at which the pressure water-gas factor, condensate-gas factor
calculation along the gas wellbore can be carried out using a singlephase model ("dry" gas) or Adamov's formula with a permissible deviation based on field data.
For citation
Chiglintseva A.S., Ovchinnikov M.V., Yamalov I.R. Approbation of methods for recalculating pressure along the trunk of a gas well the production of which contains liquid in the "RN-VEGA" software. Part 1. Exposition Oil Gas, 2023, issue 7, P. 55-60. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-55-60
Received: 10.11.2023
Введение
Исследования в области моделирования течения многофазного потока в каналах находят все больше применения для решения практических задач в области газодинамических исследований скважин. Расчет давления по стволу скважины становится актуальным, когда скважины не оснащены телеметрией, или когда она вышла из строя. Корректность расчета перепада давления в стволе газовой скважины зависит от учета наличия жидкой фазы, которая обусловлена выпадением конденсата в пласте и по стволу, конденсацией водяных паров, содержащихся в газе, обводнением скважин пластовой водой. Пересчет давления без учета жидкой фазы может привести к значительным погрешностям и некорректной интерпретации газодинамических исследований скважин. Более того, при разработке газоконденсатных месторождений могут происходить процессы ретроградной конденсации, вследствие чего появляется выпадение конденсата как в пласте, так и в стволе скважины. Поэтому пересчет давления в такой скважине должен учитывать фазовые переходы, обусловленные изменением термобарических условий.
Существуют различные методы и подходы для определения забойного давления по подвижному столбу газа. Методика расчета забойного давления главным образом зависит от наличия в газе жидкости, структуры течения газожидкостного потока и конструкции скважины [1-5]. С точки зрения практики, наиболее известными и часто применяемыми для расчета давления в стволе газовой/газо-конденсатной скважины являются аналитические формулы и модель однофазного потока. Например, в работе [6] предложена схема расчета потерь давления в газовых скважинах, в продукции которых имеется вода, основанная на экспериментальных исследованиях газожидкостных потоков. Определены условия (значения дебита скважины и водо-газового фактора — ВГФ), при которых наличием жидкости в продукции скважины можно пренебречь и расчет производить по формуле Адамова или однофазной модели.
Результаты расчета давления в газовых скважинах, в продукции которых имеется жидкость, на основе модели многофазного потока Ансари и формулы Адамова представлены в работе [7]. Описывается опыт применения механистического подхода при моделировании движения многофазного потока и расчета потерь давления по стволу скважины. При этом учитывается влияние пространственного положения ствола и фазового состояния флюида в расчетных элементах скважины. На примере трех ачимовских скважин Уренгойского нефтегазоконденсат-ного месторождения показана более высокая точность расчетов забойного давления при применении механистической модели
Ансари в сравнении с формулой Адамова. На основе промысловых данных разработана модель течения газоконденсатной смеси и достигнуты хорошие показатели в прогнозировании величин истинного газосодержания и забойного давления (погрешность расчета составила менее 1 %) [7].
В работе [8] описана методика и получена аналитическая формула для расчета забойного давления в работающих газовых скважинах с учетом пластовой воды. Успешные результаты сравнения с промысловыми данными дают право применять данную методику в широких диапазонах значений обводненности газовых скважин в практических расчетах.
В работе [9] получена аналитическая формула, которая представляет собой аналог формулы Адамова для практических расчетов, когда продукция газовых скважин содержит жидкую фазу при любой их конфигурации.
Анализ исследований показал, что, несмотря на простоту моделей, заложенных в аналитических формулах, в частности, Адамова, они позволяют учесть жидкость в потоке газа и с достаточной для практики точностью рассчитать давление в газовых скважинах. Это обстоятельство определило цель исследования, которая заключается в апробации однофазной модели и формулы Адамова для расчета давления в стволе газовой скважины, в продукции которой присутствует жидкость, и выявлении границ их применимости на месторождениях ПАО «НК «Роснефть».
Актуальность исследований в области построения моделей многофазного течения применительно к расчету давления в таких скважинах связана, в первую очередь, с потребностью в корректности и точности полученных результатов. Это позволит, главным образом, обеспечить надежность прогнозных значений забойного давления для различных режимов работы скважины («сухой» газ / наличие жидкости в потоке газа) и повысить качество проводимых гидродинамических исследований в области разработки месторождений компании. Более того, на сегодняшний день создан программный комплекс интерпретации ГДИС «РН-ВЕГА» [10, 11]. Внедрение рассматриваемых моделей позволяет, с одной стороны, расширить функционал в части пересчета давления в добывающих скважинах, а с другой стороны, станет важной составляющей для дальнейшего усовершенствования уникального программного продукта.
Расчет забойного давления при отсутствии жидкости в потоке газа
Закон сохранения импульса для установившегося движения газа в трубе, пренебрегая силами инерции, которые обычно на несколько порядков меньше, гравитационных
Рзаб
„vn/icii'1^''" f -2 rji2 „2
РуствХP{2So) +
COS
,S,0 =0,0341^^i:cos(6')
Рис. 1. Формула для расчета давления на забое газовой скважины: руст — устьевое давление, Па; Yg — относительная плотность газа по воздуху (плотность воздуха в поверхностных условиях 1,205 кг/м3)
Fig. 1. Formula for calculating the gas well bed pressure: руст - wellhead pressure, Pa; Yg - relative density of gas by air (air density in surface conditions 1,205 kg/m3)
сил, относительно общего градиента давления, запишем в виде формулы (1)
% = P'8COm+12d,
(1)
где р — давление для данного сечения ствола скважиные, Па; Ь — измеренная глубина насосно-компрессорных труб (НКТ), м; р — плотность газа в текущих условиях, кг/ м^; g — ускорение свободного падения, м/с2; в — угол отклонения НКТ от вертикали, град.; / — коэффициент трения; V — скорость газа, м/с; dt — внутренний диаметр НКТ, м.
Уравнение состояния газа примем в виде
Р Pg(sc)T(,
SC)
ZP(sc)
(2)
где Т — текущая температура, К; Т^ — температура в поверхностных условиях, К; Р(сс\ — давление в поверхностных условиях, Па; Рфс) — плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3; г — коэффициент сверхсжимаемости газа в текущих условиях.
Скорость газа в трубе вычисляется по формуле
v _ 1g(sc)Bg
Учитывая, что
_ ffg(rc)
4
4
И В,
zTp{
(«о
T(sc)P
получим
zTp.
(«0
(3)
(4)
(5)
где — скорость газа в поверхностных условиях, м/с; — дебит газа в поверхностных условиях, м3/с; Е^ — коэффициент объемного расширения газа в текущих условиях; Л1 — площадь поперечного сечения НКТ.
Подставляя выражения (2) и (5) в уравнение (1), получим
dL р
С= gcos(fl),
^avP^scy^av
(6)
D =
2d,
где Тау — среднее значение абсолютной температуры на малом участке dL НКТ, К; — среднее значение коэффициента сверхсжимаемости газа на малом участке dL НКТ. В том случае, если на любой глубине в скважине произведение гТ несущественно отличается от произведения гауТау, то забойное давление можно определить, интегрируя уравнение (6). Согласно принятым константам, при принятых значениях давления и температуры в поверхностных условиях (Т,с) = 293,15 К, р,с) = 101 325 Па), а также выражению (4) формула для расчета давления на забое газовой скважины примет вид представленный на рисунке 1 [2, 3].
Выражение (рис. 1) представляет собой формулу Г.А. Адамова, которая широко применяется в практических расчетах забойного давления в скважине. Данная зависимость получена для условий потока «сухого» газа, поэтому неизменное значение его относительной плотности снижает чувствительность данного метода к факту изменения плотностей фаз газа и конденсата по стволу скважины и, более того, не учитывает
дополнительные потери давления вследствие взаимодействия фаз.
Согласно работам [2, 3], в газовых скважинах в основном имеет место турбулентный режим течения, и при этом коэффициент гидравлического сопротивления рекомендуется определять по формуле Kleyweg
/ = 0,25
lg
5,62 2 e/dt
\~2
Re1
0,9
7,41
(7)
Pi
_Я„Р„+ЯсРс
(8)
Я,
. Mg{sc) +MKsc)
Pg(sc)
M,
l(sc)
(9)
p = pg<p+il-<p)pl
Use)
(10)
Р3об=ЛР
9,8810 exp (2S0 ) + — j—г
cos(0) pd,
РГе
S0 = 0,0341—
Число Рейнольдса вычисляется согласно следующему выражению:
Ие = ^ ,
Ъ
где р. — динамическая вязкость газа в текущих условиях, Па-с.
Расчет забойного давления при наличии жидкости в потоке газа
Наличие жидкости в продукции скважин может быть обусловлено следующими факторами: выпадением конденсата, вызванным изменением термодинамических условий в процессе движения однофазной газокон-денсатной смеси в пласте и по стволу, конденсацией водяных паров, содержащихся в газе, обводнением скважин пластовой водой, закачкой антикоррозийных ингибиторов в скважину и т.д. [2, 3]. Во всех этих случаях потери давления в стволе отличаются от таковых в скважинах с «сухим» газом.
При наличии жидкости в потоке газа необходимо рассчитать плотность жидкости по формуле, согласно балансу массы жидкости:
^av^av
Рис. 2. Приближенный расчет забойного давления без учета фазовых переходов, режима и структуры потока
Fig. 2. Approximate calculation of downhole pressure without taking into account phase transitions, mode and flow structure
<P = P-
(11)
С учетом поправочного коэффициента на плотность и эффективного дебита смеси, формула (рис. 1) для приближенного расчета забойного давления без учета фазовых переходов, режима и структуры потока имеет вид, представленный на рисунке 2 [2, 3].
Расчет давления в газовой скважине, в продукции которой присутствует жидкость, на примере В, ВУ, НУ и Б месторождений
Исходными данными для прогнозирования давления по стволу газовой скважины являются конструкция скважины, термобарические условия и расходные характеристики добываемых флюидов (данные системы телеметрии скважин), состав пластового флюида (данные по лабораторным исследованиям проб).
Расчет давления по аналитическим формулам был осуществлен на промысловых данных, полученных при газодинамических исследованиях на трех газовых и 21 газоконденсатных скважинах с глубинными замерами давления, буферного давления и расходов добываемых флюидов (табл. 1) на В, ВУ, НУ и Б месторождениях при различных значениях конденсатогазового фактора (КГФ)и ВГФ.
Для скважин № 1-3 ( табл. 1), в качестве методов пересчета забойного давления была принята формула Адамова (рис. 2) и однофазная модель (газ) (1). Результаты сравнения рассчитанного давления с глубинным замером представлены в таблице 2. Согласно полученным результатам, можно утверждать, что и однофазная модель (газ), и формула Адамова с достаточной точностью позволяют провести расчет давления в газовой скважине (среднее относительное отклонение менее 1 %, что в абсолютных единицах составляет
где д[ — дебит жидкости, м3/с; — дебит воды, м3/с; — дебит конденсата, м3/с; р№ — плотность воды, кг/м3; рс — плотность конденсата, кг/м3.
Согласно работам [2, 3], эффективный дебит газожидкостной смеси можно рассчитать по формуле
Табл. 1. Список газовых/газоконденсатных скважин Tab. 1. List of gas/gas condensate wells
Месторождение
В
ВУ
Qg(sc) '
Pgi.sc)
Ml(SC) = 4l(sc)Pl(sc) ,
Mg(Sc) = 4g(sc)Pg(sc) ,
где Mjs) — массовый расход жидкости в поверхностных условиях, кг/с; Mg^sc) — массовый расход газа в поверхностных условиях, кг/с; q((sc) — дебит жидкости в поверхностных условиях, м3/с; qgfsc) — дебит газа в поверхностных условиях, м3/с; Pl(sc) — плотность жидкости в поверхностных условиях, кг/м3; pg(sc) — плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3.
Поправочный коэффициент на плотность определяется по формуле [2]
НУ
где ф — истинное газосодержание потока. Здесь плотность газа р вычисляется при средних значениях давления и температуры в стволе скважины. Поскольку истинное газосодержание потока по сечению трубы в скважине, как правило, неизвестно, то приближенно его можно найти по формуле [2, 3]
№ скважины Глубина замера, Цгаза, КГФ, ВГФ ,
м тыс. м3/сут см3/ м3 г/м:
X6Y 550 100- -271 - -
X0Y 550 60- 270 - -
X4Y 565 85-: 345 - -
20X01 3 532 235- -876 297- -338 0,4- -3,7
20X02 3 675 400- -905 324- -338 0,3- -0,5
20X04 3 310 250- -602 260- -325 3,3- -8
20X05 3 582 226- -505 292- -367 0-26,5
2XY04 3 992 181- -676 289- -381 1,8- -13,3
Y0X01 3 692 246- -585 160- -248 5,7- -12,6
Y0X02 3 892 246- -570 164- -256 4,4- -16
Y0X03 3 370 214- -506 114- 247 6,6- -18,4
Y0X07 3 896 180- -457 148- -255 1,3- 13
Y0Y01 3 770 243- -763 187- -291 4,7- -11,7
Y0Y03 3 865 330- -863 280- -301 4,6- -6,4
Y0Y04 3 924 283- -735 245- -254 4-8 ,6
Y0Y06 3 886 276- -790 170- -240 0,3- -122
Y0Y07 3 817 288 -700 196- -205 4,6- -6,7
1XY02 3 702 148- -290 142- 196 1,7- -27
1XXX2 4 118 263- -545 167 2-3 ,3
XXY02 3 908 144- -153 111- 137 60- 66
1YY01 4 024 254- -645 108- -110 9-12
1YY05 3 520 238- -542 100 6,4- -11
Z72 1 250 150- -274 - 6-7
Z82 1 270 200 -343 - 251- -252
Б
Табл. 2. Результаты сравнения рассчитанного забойного давления по однофазной модели (газ) и формуле Адамова с глубинными замерами Tab. 2. Results of comparison of the calculated bottomhole pressure using a single-phase model (gas) and Adamov's formula with deep measurements
№ пп
Цгаза, тыс.
м3/сут
100-271 60-270 85-345
Среднее относительное отклонение, %
Среднее значение
по
формуле Адамова
0,38
1,18
0,22
0,6
по
однофазной модели (газ)
0,34
1,18
0,23
0,6
Табл. 3. Результаты сравнения рассчитанного забойного давления с глубинным замером при газодинамических исследованиях скважин, в продукции которых присутствует жидкость
Tab. 3. Results of comparison of the calculated bottomhole pressure with deep measurements when testing a well in which liquid is present
КГФ, см3/м3 ВГФ, г/м3 Среднее относительное отклонение, %
Однофазная модель
Формула Адамова с поправкой на наличие жидкости
0,1 МПа). Более того, установлено, что расчет давления в скважинах с «сухим» газом либо по формуле Адамова, либо по однофазной модели (газ) дает один и тот же результат по рассматриваемым скважинам.
Результаты расчета давления по стволу газовых скважин, в потоке которых присутствует конденсат и/или вода, представлены в таблице 3 и на рисунках 3, 4. Особенностью таких скважин по сравнению с нефтяными является то, что здесь могут реализовывать-ся только два режима многофазного потока — вспененный и дисперсно-кольцевой [13]. Несмотря на то, что формула Адамова с поправкой на наличие жидкости в потоке газа позволяет с минимальным отклонением рассчитать забойное давление по сравнению с однофазной моделью (рис. 3 а-г), очевиден тот факт, что подобные расчеты в таких скважинах должны основываться на моделях многофазных течений, которые учитывают структуру и режимы течения. В частности, из рисунка 4б видно, что при большом значении ВГФ (251 г/м3) ни один из представленных подходов не дает приемлемой для практики точности расчета давления. Так, среднее относительное отклонение составляет 4,3 % по формуле Адамова и 10,1 % по однофазной модели, что в абсолютных значениях 0,4 МПа и 1 МПа, соответственно. Более того, расчет по однофазной модели может проводиться лишь при небольших значениях ВГФ (до 10 г/м3) и КГФ (до 100 см3/м3), при этом среднее относительное отклонение составляет менее 2 % (рис. 4а, табл. 3). Однако аналитическое решение в виде формулы Адамова вполне может использоваться для расчета давления и являться простым инструментом для определения его оценочного значения без установления каких-либо режимов в скважине.
Итоги
Показано, что однофазная модель позволяет рассчитать давление по стволу газовой скважины с небольшой ошибкой (относительное отклонение менее 2 %) при небольших значениях ВГФ (примерно до 10 г/м3 ) и КГФ (примерно до 100 см3/м3). При значениях выше указанных установлено, что расчет давления в случае выноса жидкости потоком газа должен осуществляться преимущественно по формуле Адамова, которая обеспечивает минимальное относительное отклонение по сравнению с однофазной моделью (более чем в 2 раза). Однако данная формула (КГФ >200см3/м3 и
297-338 0,4-3,7 3,1 1,2
324-338 0,3-0,5 3,9 0,7
260-325 3,3-8 3,6 1,0
292-367 0-26,5 2,3 2,0
289-381 1,8-13,3 2,7 1,7
160-248 5,7-12,6 4,6 1,5
164-256 4,4-16 6,4 3,3
114-247 6,6-18,4 5,9 3,3
148-255 1,3-13 5,1 2,5
187-291 4,7-11,7 3,8 0,1
280-301 4,6-6,4 3,3 0,8
245-254 4-8,6 3,3 1,4
170-240 0,3-122 2,3 1,3
196-205 4,6-6,7 7,5 0,7
142-196 1,7-27 4,7 3,0
167 2-3,3 0,9 0,6
111-137 60-66 5,5 2,0
108-110 9-12 2,0 1,6
100 6,4-11,1 1,8 1,3
- 6-7 1,5 0,6
- 251-252 10,1 4,3
Рис. 3. Сравнение результатов расчета забойного давления, выполненного в программном комплексе «РН-ВЕГА», с фактическими данными для скважин, в продукции которых присутствует конденсат и вода: а — 20X01, б — 20X04, в — Y0Y01, г — Y0Y06 Fig. 3. Comparison of the results of calculating bottomhole pressure obtained in the "RN-VEGA" software package with actual data for wells whose production contains condensate and water: а - 20X01, б - 20X04, в - Y0Y01, г - Y0Y06
Рис. 4. Сравнение результатов расчета забойного давления, выполненного в программном комплексе «РН-ВЕГА», с фактическими данными для скважин, в продукции которых присутствует вода: а — Z72, б — Z82
Fig. 4. Comparison of the results of calculating bottomhole pressure obtained in the "RN-VEGA" software package with actual data for wells whose production contains water: а - Z72, б - Z82
ВГФ >250 г/м3) не всегда позволяет расчитать давление на забое исследуемых скважин с достаточной для практике точностью (максимальное среднее относительное отклонение 3,3 % и 4,3 % соответственно).
Выводы
Проблема расчета давления в стволе газовой скважины связана в первую очередь со сложностью описания характеристик многофазного потока, который обладает разнообразной структурой (капельки жидкости в ядре потока, пленка жидкости на стенках канала, реверсивное движение) и сопровождается фазовыми переходами (ретроградная конденсация, испарение конденсата). Учет этих факторов влияет на точность прогнозирования давления и на последующее формирование технологических режимов таких скважин. Здесь необходимы подходы и новые модели газожидкостных течений, которые бы, главным образом, основывались на экспериментах, проводимых в условиях, близких к скважинным, и учитывали особенности таких потоков (фазовые переходы, потери давления на трение при наличие жидкости в потоке газа, межфазные взаимодействия, режимы течения).
Литература
1. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция
по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. 301 с.
2. Алиев З.С., Самулова Л.В., Мараков Д.А. Газогидродинамические исследования газовых пластов и скважин: Учебное пособие для вузов. М.: МАКС Пресс, 2011. 220 с.
3. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство
по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.
4. Изюмченко Д.В., Мандрик Е.В., Мельников С.А., Плосков А.А., Моисеев В.В., Харитонов А.Н., Памужак С.Г. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо-и пескопроявления // Вести газовой науки. 2018. № 13. С. 235-242.
5. Нигматуллин Ф.Н., Исламов Р.Р., Муслимов Б.Ш., Уткин Е.В., Ибатулин А.А.
Комплексный подход по контролю за разработкой газовых залежей на примере «РН-Пурнефтегаз» // Наука и техника в газовой промышленности. 2020. № 1. С. 17-23.
6. Николаев О.В., Моисейкин П.А., Стоноженко И.В., Шулепин С.А. О расчете потерь давления для газовой скважины, продукция которой содержит воду // Вести газовой науки. 2015. № 3. С. 42-46.
7. Корякин А.Ю., Дороничев Н.А., Сафронов М.Ю., Кильянов М.Ю., Кондратьев К.И., Григорьев М.В. Опыт применения механистического моделирования параметров многофазного потока в стволе скважин ачимовских отложений Уренгойского НГКК с целью точного прогнозирования градиента давления // Территория Нефтегаз. 2015. № 10. С. 94-102.
8. Салаватов Т.Ш., Аскеров Р.Х. Определение забойного давления
в процессе эксплуатации обводненных газовых скважин // Газовая промышленность. 2017. № 1. С. 26-29.
9. Николаев О.В., Соколов В.А. Методика расчета технологических параметров вертикальных газовых скважин, продукция которых содержит жидкость //
Вести газовой науки. 2016. № 2. С. 84-90.
10. Анализ и интерпретация гидродинамических исследований скважин (ГДИС). URL: https://rn.digital/ rnvega (дата обращения 02.11.2023).
11. Чиглинцева А.С., Сорокин И.А., Уразов Р.Р., Мирошниченко В.П., Якупов Р.Ф., Ямалов И.Р. Результаты апробации моделей многофазного потока для пересчета давления в ПК «РН-ВЕГА» // Нефтяное хозяйство. 2023. № 5.
С. 106-110.
12. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow
in wells. Texas: Henry L. Doherty memorial fund of AIME, SPE Inc, 1999, 156 p. (In Eng).
13. Николаев О.В. Совершенствование методов гидродинамического моделирования процессов добычи газа по результатам экспериментальных исследований газожидкостных потоков: Диссертация. Москва: Газпром ВНИИГАЗ, 2022. 328 с.
ENGLISH
Results
It is shown that the single-phase model makes it possible to calculate the pressure along the gas wellbore with a small error (relative deviation less than 2 %) at small values of VGF (up to approximately 10 g/m3) and CGF (up to approximately 100 cm3/m3). With values above those indicated, it has been established that the calculation of pressure in the case of liquid removal by a gas flow should be carried out primarily using the Adamov formula, which ensures a minimum relative deviation compared to the single-phase model (more than 2 times). However, this formula does not always (KGF >200 cm3/m3 and VGF >250 g/m3) allow one to calculate the pressure at the bottom of the studied wells with sufficient accuracy for practice (the maximum average relative deviation is 3,3 % and 4,3 %, respectively).
Conclusions
The problem of calculating pressure in a gas wellbore is associated primarily with the complexity of describing the characteristics of a multiphase flow, which has a diverse structure (liquid droplets in the flow core, a liquid film on the channel walls, reverse movement) and is accompanied by phase transitions (retrograde condensation). Consideration of these factors affects the accuracy of pressure forecasting and the subsequent formation of technological modes of such wells. Approaches and new models of gas-liquid flows are needed here, which would be mainly based on experiments conducted in conditions close to borehole ones and take into account the features of such flows (phase transitions, friction pressure losses in the presence of liquid in the gas stream, interfacial interactions, flow modes).
References
1. Zotov G.A., Aliev Z.S. Instruction for complex research of gas and gas condensate formations and wells. Moscow: Nedra, 1980, 301 p. (In Russ).
2. Aliev Z.S., Samulova L.V., Marakov D.A. Gas-hydrodynamic studies of gas formations and wells: A textbook for universities. Moscow: MAKS Press, 2011, 220 p. (In Russ).
3. Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov O.M., Remizov V.V., Zotov G.A. Well testing guide. Moscow: Nauka, 1995, 523 p. (In Russ).
4. Izyumchenko D.V., Mandrik E.V., Melnikov S.A., Ploskov A.A., Moiseev V.V.,
Kharitonov A.N., Pamuzhak S.G. Operation of gas wells in conditions of active water and sand manifestation. Vesti gazovoy nauki, 2018, issue 1, P. 235-242. (In Russ).
5. Nigmatullin F.N., Islamov R.R., Muslimov B.Sh., Utkin E.V., Ibatulin A.A. An integrated approach to monitoring the development of gas reservoirs
(RN Purneftegaz LLC case). Science and technology in the gas industry, 2020, issue 1, P. 17-23. (In Russ).
6. Nikolaev O.V., Moiseikin P.A., Stonozhenko I.V., Shulepin S.A.
On calculation of pressure drops in a gas well, which product contains water. Vesti gazovoy nauki, 2015, issue 3, P. 42-46. (In Russ).
7. Koryakin A.Yu., Doronichev N.A., Safronov M.Yu., Kilyanov M.Yu.,
Kondratyev K.I., Grigoriev M.V. Experience of mechanical modeling application for multiphase flow parameters in the wellbore of the Achimov deposits of the Urengoy oil and gas condensate field for the purpose of pressure gradient extended forecast. Oil and Gas Territory, 2015, issue 10, P. 94-102. (In Russ).
8. SalavatovT.Sh., Askerov R.Kh. Well bottom pressure of gas slit in the process of forming which having patch water. Gas industry, 2017, issue 1, P. 26-29. (In Russ).
9. Nikolaev O.V., Sokolov V.A. Procedure for calculating process variables of vertical gas wells, which product contains liquid. Vesti gazovoy nauki, 2016, issue 2,
P. 84-90. (In Russ).
10. Analysis and interpretation
of hydrodynamic well surveys (DIS). URL:
https://rn.digital/rnvega (date of access 02.11.2023). (In Russ).
11. Chiglintseva A.S., Sorokin I.A., Urazov R.R., Miroshnichenko V.P., Yakupov R.F., Yamalov I.R. Results of approbation
of multi-phase flow models for pressure calculation in the RN-VEGA software. Oil industry, 2023, issue 5, P. 106-110. (In Russ).
12. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase flow
in wells. Texas: Henry L. Doherty memorial fund of AIME, SPE Inc, 1999, 156 p. (In Eng).
13. Nikolaev O.V. Improving methods for hydrodynamic modeling of gas production processes based on the results of experimental studies of gas-liquid flows. Dissertation. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2022, 328 p. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Чиглинцева Ангелина Сергеевна, д.ф.-м.н., главный специалист, ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия; доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия Для контактов: chiglintsevaas@bnipi.rosneft.ru
Овчинников Максим Владимирович, начальник отдела, АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», Новый Уренгой, Россия
Ямалов Ильнур Рамзович, главный специалист, ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия
Chiglintseva Angelina Sergeevna, doctor of physical and mathematical sciences, chief specialist, "RN-BashNIPIneft" LLC ("Rosneft" PJSC Group Company), Ufa, Russia; assistant professor, Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia Corresponding author: chiglintsevaas@bnipi.rosneft.ru
Ovchinnikov Maxim Vladimirovich, head of department, "ROSPAN INTERNATIONAL" JSC, Novy Urengoy, Russia
Yamalov Ilnur Ramzovich, chief specialist, "NK "Rosneft" PJSC, Moscow, Russia
ООО «Выставочная компания Сибэкспосервис»
¿Stiff
К
I
www.ses.rtet.ru
Û3ÇÂÉ4VICE
®
Восемнадцатая межрегиональная выставка оборудования для нефтегазового комплекса
ГАЗ. НЕФТЬ.
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ — КРАЙНЕМУ СЕВЕРУ
НОВЫЙ УРЕНГОЙ, 27-28 марта 2024
ЭКСПОЗИЦИЯ НЕШТЬ ГАЗ
