CC BY
22УДК 622.279.7
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН
Д. А. Кустышев
(ООО «ТюменНИИгипрогаз»)
Ключевые слова: освоение газовых скважин, колтюбинговые технологии Key words: completion wells of gas, technology of coiledtubing
Большинство месторождений Западной Сибири вступили в завершающую стадию разработки, характеризующиеся низкими пластовыми давлениями. В этих условиях обеспечение проектных объемов добычи газа и газового конденсата возможно только при поддержании скважин в работоспособном состоянии за счет своевременного проведения капитального ремонта и вводе в эксплуатацию новых скважин, в том числе ранее законсервированных [1, 2].
Помимо прочих проблем по ремонту скважин в условиях низких пластовых давлений одной из них является невозможность освоить эти скважины после ремонта либо освоить с большим трудом.
В условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) с участием автора разработано несколько технологий освоения скважин при различных коэффициентах аномальности пластового давления [3, 4].
Наиболее трудоемким процессом является правильный подбор технологических параметров вызова притока азотом с использованием колтюбинговых установок.
Рассмотрим процесс расчета параметров освоения скважины с Ка менее 0,5.
Для определения давления Рр, создаваемого на пласт технологическим раствором, воспользуемся уравнением [5]:
Pp = Рж • g• h>
где рж - плотность жидкости, находящейся в скважине; g -ускорение свободного падения; И - глубина пласта.
Для определения глубины спуска гибкой трубы для вызова притока газа из пласта воспользуемся следующим уравнением:
Р_ - Р__ + АР
сп =
Н = _р_пл
рж •g
где Рпл - пластовое давление; ДР - перепад давления, необходимый для деблокирования пласта (в зависимости от типа применяемого блокирующего раствора - от 0,1 до 1,5 МПа).
Для определения расхода газа, обеспечивающего вынос песка из ствола скважины в процессе освоения, воспользуемся уравнениями.
Площадь кольцевого пространства между гибкой трубой и лифтовой колонной:
РКП = 7 • ((°НКТ - 2 • 5НКТУ " ЙБДТ ) •
Плотность газа рг, кг/м3, находящегося на устье скважины под давлением Ру:
Р
Ун
Р =
z •R •1 ср •g
Объемный расход песка (шлама) Q^, м3/с в кольцевом пространстве:
Q = F^t-T • V . ^п КП м
Определение массового расхода газа mi, кг/с :
m! = Qr • Рг >
где Qг - принятый в расчете объемный расход газа, м3/с. Определение массового коэффициента зашламленности п :
60
Нефть и газ
№ 3, 2011
Q • р
П = _п_Д.
т1
Безразмерное давление Рф на выходе из затрубного пространства скважины:
P - Рг
Р( - Рп
Разность наружного и внутреннего диаметров кольцевого пространства, Аё^^ ,
МКП - (°НКТ _ 2 • 5НКТ )" °БДТ ■
Критерий Рейнольдса для кольцевого пространства:
Яе
КП
т1 •М КП
1КП • ^
Коэффициент гидравлических сопротивлений Хкп в кольцевом пространстве:
(
^ - 0,1(7 •
Л
1,46 • к
1(0
\0,25
ч МКП ЯеКП
Безразмерный параметр к^^ для кольцевого пространства:
'КП
ш,
А2
КП
РКП • рп J 2 • § КП
Безразмерная координата 4 кп через длину рассматриваемого интервала:
£ _ ^псрф
'КП - ^
Безразмерное давление на забое Р д:
Рзаб Р02 + кКП "•е
Коэффициент пропорциональности С :
2 • 4 КП •(! + П
'КП (1 + п)_к2
КП
С ^ 1±1 • а • 1,2 п
ш
Значение отношения скорости витания частиц к скорости газа
Г (Р):
<■(р)-с -даб-
Для обеспечения выноса частиц необходимо, чтобы полученное значение {(р) было меньше 0,83, при котором обеспечивается превышение скорости газа над скоростью витания частиц на 20 % при определении объемного расхода газа и нормальных условиях ^ , м3/с :
ш,
Qo - -
р0
Для определения давления подачи газа в процессе освоения воспользуемся следующими уравнениями:
при определении давления на забое Рзаб, Па:
Рзаб - Рзаб •2•Я•1 ер • рп •
м
+
2
№ 3, 2011
Нефть и газ
61
определение потерь давления по стволу: АР — Рзад _ РуН; определение площади проходного сечения гибкой трубы ^др , м2 :
РБДТ — П {°БДТ "2 • 5ВДТ ) ;
определение плотности газа в забойных условиях р ^ , кг/м3 :
_ Рзаб Рзаб - ;
определение внутреннего диаметра гибкой трубы , м
аБДТ — °БДТ "2 • 5БДТ;
определение критерия Рейнольдса Яецщ-
Яе
ш1 •аБДТ
БДТ" РБДТ • ^ '
определение коэффициента гидравлических сопротивлений ХБдТ для гибкой трубы:
(
X - 0,107 • БДТ
1,46 • к
N0,25
э 100
— +-
а БДТ ЯеБДТ
определение безразмерного параметра к2 для гибкой трубы:
БДТ
ш,
Л2
РБДТ • рп
БДТ
2 • г • а
БДТ
определение безразмерной координаты 4бдт через длину гибкой трубы:
БДТ
БДТ
'БДТ_ К •1 Ср • ср
безразмерное давление на бустерной установке Р
буст :
Рбуст - Рз2аб + кБДТ '•е
2 •4 БДТ-(1+П)
_ к
БДТ
необходимое давление закачивания газа от азотной установки, Р , Па:
Р - Р^ • г • Я • 1 • Р • г зак буст ср рп & '
Используя данные уравнения, находим, что для очистки полости НКТ, например, для очистки НКТ диаметром 73 мм, наиболее распространенной на скважинах Крайнего Севера, от жидкости, состоящей из раствора с частицами песка размером до 0,1 мм необходимо обеспечить расход газа не менее 1,9 м3/мин. При этом азотная установка должна иметь давление не менее 4,3 МПа (таблица).
2
2
62
Нефть и газ
№ 3, 2011
Исходные данные для расчета
Параметры Обозначение Значение
Глубина низа интервала перфорации, м Lперф 765
Пластовое давление, Па (МПа) Р Р пл 2,88-106 (2,9)
Необходимое устьевое давление, Па (МПа) Р Р ун 2821757 (2,8)
Средняя температура по стволу, К 343
Вид агента азот -
Газовая постоянная (азот), м/К R 30,26
Плотность газа (н.у.), кг/м3 ро 1,251
Коэффициент сверхсжимаемости газа z 1,0
Вязкость, Па-с М 1,810-5
Наружный диаметр НКТ, м DHRT 0,073
Толщина стенки НКТ, мм 6нкт 5,5
Наружный диаметр гибкой трубы (БДТ), м 0БДТ 0,038
Толщина стенки гибкой трубы (БДТ), мм бвдт 2,8
Длина гибкой трубы (БДТ), м LБДТ 1500
Плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3 рж 1050
Эквивалентная шероховатость трубы, м кэ 3-10"4
Песок (шлам): - плотность, кг/м3 - диаметр частиц, м Рп ¿п 2500 0,0001
Механическая скорость, м/ч (м/с) 18 (0,005)
Ускорение свободного падения, м/с2 g 9,81
Максимальное отношение скорости витания частиц к скорости газа, при котором обеспечивается их вынос f (P) 0,83
Определенные по данной методике технологические параметры обеспечивают эффективность вызова притока из пласта в условиях АНПД, а примененение колтюбинговых установок в сочетании с бустерными или азотными установками позволяют повысить удобство, скорость и безопасность выполнения технологических операций. Применение данной методики позволяет сократить время на проведение работ по поиску оптимальных режимов работы установок, а следовательно, снизить время проведения работ по освоению скважин в два-три раза, уменьшив расход реагентов по сравнению с традиционными технологиями, на 25-30 %.
Список литературы
1. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / М. Г. Гейхман, Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. В. Дмитрук, Л. У. Чабаев.- М.: ИРЦ Газпром. 2009.- 208 с.
2. Кустышев А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010.- 255 с.
3. Патент № 2399756 РФ. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений / А. В. Кононов, Д. А. Кустышев, А. А. Сингуров и др. (РФ).-№ 2009123059; Заяв. 16.06.09; Опубл. 20.09.10, Бюл. № 26.
4. Заявка № 2010346346 РФ. Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления / Д. А. Кустышев, Б. А. Ерехинский, А. А. Сингуров и др. (РФ). - приоритет 20.12.10.
5. Элияшевский И. В. Типовые задачи и расчеты в бурении / И. В. Элияшевский, М. Н. Стронский, Я. М. Орсуляк.- М.: Недра, 1082.- 296 с.
Сведения об авторе
Кустышев Денис Александрович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: (3452) 285-494
Kustyshev D. A., graduate student of Tyumen State Oil and Gas University, scientific worker of the CJSC «TyumenNIIgiprogaz», phone: (3452)285-494.
№ 3, 2011 Нефть и газ
63
