CC BY
20ВЛИЯНИЕ ЖИДКОСТИ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ПРОТЯЖЕННЫМ ВСКРЫТЫМ ИНТЕРВАЛОМ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 532.5.013 + 622.324.5
Д.В. Изюмченко, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), D_Izyumchenko@vniigaz.gazprom.ru
О.В. Николаев, К.Т.Н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», O_Nikolaev@vniigaz.gazprom.ru
И.В. Стоноженко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 1_ Stonozhenko@vniigaz.gazprom.ru
К.Н. Гужов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Guzhov@gwise.vniigaz.gazprom.ru
С.А. Хохлов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», S_Khokhlov@vniigaz.gazprom.ru
В статье рассмотрено влияние жидкости на забое газовой скважины на режим работы скважины. Проведен анализ, основанный на результатах экспериментальных исследований газожидкостных потоков в вертикальных трубах. Представлена методика расчета потерь давления в обводненных скважинах с учетом присутствия жидкой фазы во всех участках ствола, включая интервал ниже башмака лифтовой колонны. На примере типичных сеноманских скважин показано, что на поздней стадии разработки месторождений использование упрощенных методик расчета потерь давления в стволах без учета особенностей процессов двухфазной гидродинамики на забое могут приводить к существенным погрешностям в вычислении как рабочих, так и предельных параметров эксплуатации. При этом наиболее значительное влияние жидкости наблюдается в скважинах с большими этажами газоносности.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ПОЗДНЯЯ СТАДИЯ РАЗРАБОТКИ, ОБВОДНЕНИЕ СКВАЖИН, ПРЕДЕЛЬНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ, ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ ПОТОКИ, ЗАБОЙ, ПРОТЯЖЕННОСТЬ ИНТЕРВАЛА ПЕРФОРАЦИИ.
На поздней стадии разработки газовых месторождений технологический режим скважин в значительной степени может определяться двухфазными гидродинамическими процессами ниже башмака лифтовой колонны. Это связано с понижением скоро -сти газа в этом участке ствола, вследствие чего могут возникать условия для повышенного объемного содержания жидкой фазы. В результате в процессе эксплуатации эта часть скважин-ного пространства может быть заполнена динамичной газожидкостной смесью с изменяющимся по высоте соотношением фаз, что может привести к уменьшению локальной депрессии с глубиной и увеличению потерь упругой энергии пластового газа по сравнению с сухой скважиной. В условиях поздней стадии разработки, характеризуемой пониженным пластовым давлением,
наличие жидкой фазы на забое может существенно влиять на ре -жим работы скважины, особенно при значительных расстояниях между башмаком лифтовой трубы и нижней границей вскрытого интервала. При этом жидкая фаза в стволе и на забое может быть образована как пластовой жидкостью, так и конденсационной, а также их смесью.
В статье рассмотрено влияние жидкости на забое скважины на режим ее эксплуатации с точки зрения результатов экспериментальных исследований течения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 20052016 гг. В расчетах использованы разработанные по результатам экспериментов эмпирические корреляции [1].
Возьмем совершенную по характеру и степени вскрытия скважину с лифтовой трубой, конец кото-
рой расположен на уровне кровли пласта. Ситуация на забое при не -котором режиме работы скважины изображена на рис. 1, где выделены два возможных характерных интервала. В нижнем интервале И12 находится неподвижная однофазная жидкость; будем считать, что скорость обратной фильтрации жидкости в пласт настолько мала, что ею можно пренебречь. В верхнем интервале Ии находится динамичная газожидкостная смесь, в которой обе фазы текут ко входу в лифтовую трубу, входят в нее и поднимаются вверх к устью скважины. Очевидно, при достаточно большом дебите газожидкостная смесь может заполнять весь вскрытый интервал, в этом случае И12 = 0.
Гидродинамические характеристики забоя скважины, работающей с жидкостью в продукции, т.е. зависимость между дебитом и давлениями в различных точ-
D.V. Izyumchenko, Candidate of Science (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian
Federation), D_Izyumchenko@vniigaz.gazprom.ru
0.V. Nikolaev, Candidate of Science (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC, O_Nikolaev@vniigaz.gazprom.ru
1.V. Stonozhenko, Gazprom VNIIGAZ LLC, i_ Stonozhenko@vniigaz.gazprom.ru K.N. Guzhov, Gazprom VNIIGAZ LLC, K_Guzhov@gwise.vniigaz.gazprom.ru S.A. Khokhlov, Gazprom VNIIGAZ LLC, S_Khokhlov@vniigaz.gazprom.ru
Effect of fluid on operation of gas wells with extended open interval at a late step of deposit development
The article discusses the effect of fluid on the bottomhole of a gas well on the mode of operation of a well. The analysis based on the results of experimental studies of gas-fluid flows in vertical pipes is done. A method for calculating pressure losses in flooded wells, taking into account the presence of a liquid phase in all sections of the barrel, including the interval below the tubing shoe, is presented. Using the example of typical Cenomanian wells, it is shown that at a late stage of field development, the use of simplified methods for calculating pressure losses in wells without taking into account the features of two-phase hydrodynamics at the bottomhole can lead to significant errors in the calculation of both operational and marginal operating parameters. At the same time, the most significant influence of fluid is observed in wells with large gas-bearing levels.
KEYWORDS: OPERATION OF WELLS, LATE STAGE OF DEVELOPMENT, WATER FLOODING, LIMIT OPERATION MODE WELLS, GAS-LIQUID FLOWS, BOTTOMHOLE, THE TIGHTNESS OF THE INTERVAL OF PERFORATION.
Рис. 1. Схематичное изображение забоя скважины: Rc - радиус скважины на забое; d - внутренний диаметр лифтовой трубы; Н - интервал вскрытия пласта; hu - интервал, заполненный динамичной газожидкостной смесью; h12 - интервал, заполненный неподвижной жидкостью Fig. 1. Schematic image of the bottom hole: R - well radius at the bottomhole;
c
d - internal diameter of the lift pipe; H - interval of penetration; hu - interval filled with a dynamic gas-liquid mixture; h12 - interval filled with a fixed fluid
Таблица 1. Параметры пласта и скважины Table 1. Reservoir and well parameters
ках вскрытого интервала, определим по методике, описанной в [2]. Расчеты проведем для скважины одного из сеноманских промыслов Западной Сибири на поздней стадии разработки. Параметры представлены в табл. 1.
На рис. 2 представлены зависимости давлений на башмаке лифтовой трубы (рлт), в середине вскрытого интервала (рср) и в нижней точке забоя (рниз) от дебита скважины, работающей с жидкостью в продукции. Синяя пунктирная линия рзаб представляет индикаторную линию пласта, рассчитанную по двучленной формуле притока
Рпл = Рзаб = *0 + ьо>2. а)
На практике в качестве забойного давления, входящего в (1),
принимается либо давление в середине интервала перфорации (рср), либо давление на башмаке лифтовой трубы (рлт); в большинстве сухих газовых скважин разница между этими величинами невелика. Использование величины давления на башмаке лифтовой трубы в качестве забойного на этапе постоянной добычи (т. е. при достаточно большом пластовом давлении)дает определенные преимущества: отпадает необходимость перерасчета давления с середины на верхнюю точку вскрытого интервала, упрощается процедура расчета дебита и т. д. Кроме того, результаты глубинных замеров при гидродинамическом исследовании скважин (ГДИС) содержат, как правило, величину давления на конце лифтовой трубы. Но наличие жидкости на
Пластовое давление, р , МПа ~ пл' Reservoir pressure, р , МРа пл Размеры лифтовой трубы Lift tube dimensions Длина Радиус контура Радиус вскрытого питания, м забоя, м участка, м Radius Bottomhole Length of external radius, m of the open reservoir area, m boundary, m Коэффициенты фильтрационного сопротивления пласта Coefficients of the reservoi filtration resistance
L, м L, m d, м d, m a, МПа2.сут/тыс. м3 a, MPa2.day/ thousand m3 b, (МПа.сут/тыс. м3)2 b, (MPa.day/ thousand m3)2
2,0 1132 0,153 0,21 150 500 0,0029 0,0000029
4 3,5 3 2,5 2
1,5 1
0,5 0
ч.
"Ч
? N
1,00 „ ~
1 е
2 £2 о. с ш —
Ё !>
е о « s 0,50 Ij
J 1
S. i £ f
-i f
100 200 300 400 500 600
Дебит Q, тыс. м3/сут Capacity Q, thousand m3/day
700
0,00
nf(ll)
Calculated reservoir line presure P
HH3
Pressure at lowest point of bottomhole P
EP
Pressure in the middle of the opened interval
— P
JIT
Pressure at the upper boundary of the opened interval
......доля работающего интервала
proportion of the working interval
Рис. 2. Динамические параметры работы забоя скважины с жидкостью в продукции Fig. 2. Dynamic parameters of the operation of the bottomhole of a well with fluid in the product
забое (рис. 1) приводит к перераспределению давления вдоль вскрытого интервала. В условиях его значительной протяженности перепады давления между нижним и верхним участками забоя становятся существенными по сравнению с пониженными величинами пластового давления, характерными для этапа падающей добычи,особенно для завершающей стадии разработки.
На рис. 2 изображена зависимость относительной величины работающего интервала у = ^/Н от дебита. Видно, что в данном примере вскрытый интервал работает полностью только при дебите Qкр заб = 285 тыс. м 3/сут. На -зовем эту величину критическим дебитом по условиям на забое. Из рис. 2 следует, что при дебите 200 тыс. м3/сут газ будет поступать в скважину только на протяжении 75 % от общей длины вскрытого интервала; нижний участок, составляющий 25 % от длины, будет заполнен неподвижным столбом жидкости.
На рис. 2 также изображены зависимости от дебита давлений на нижней границе (рниз), в середине (р ) и на верхней границе
(рлт) вскрытого интервала. Как следует из графиков, ни одна из величин не может удовлетворять соотношению (1). В частности, при дебитах меньше критического (по забою) давление в нижней точке забоя всегда превышает пластовое в силу более высокой плотности жидкости по сравнению с газом.
Таким образом, применение на поздней стадии разработки месторождений формулы притока (1) без корректировки на наличие жидкости приводит к ошибке в определении дебита, которая может достигать сотен процентов. На рис. 2 особое внимание обращает на себя участок кривой давления на верхней границе вскрытого интервала в диапазоне дебитов 100-300 тыс. м3/сут, в пределах которого величина давления практически не зависит от дебита.
Отметим, что на рис. 2 все зависимости отражают стационарные состояния, характеризуемые определенными величинами объемного водосодержания в каждой фиксированной точке ствола и забоя скважины. Измерения давления на забое в стационарных режимах в процессе гидродина-
мического исследования проводят в течение некоторого периода времени, который обычно выбирается без учета процессов накопления жидкости в стволе и на забое, поэтому, как правило, содержание жидкости в течение замеров не достигает равновесной величины.Вследствие этого глубинный прибор, расположенный близко к концу лифтовой трубы, будет регистрировать давление, по величине попадающее в промежуток между кривыми рза6 и рлт. В частности, в сухой скважине (сразу после полной продувки) значения замеров будут близки к кривой рзаб , а при достаточно продолжительном измерении на одном режиме (по мере приближения к гидродинамическому равновесию, в процессе которого имеет место увеличение объемного водосодержания), измеряемая величина давления сместится ближе к кривой рлт.
ВЛИЯНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
В силу изложенного в процедуре установления технологического режима особое значение приобретает учет влияния жидкой фазы на эксплуатационные характеристики скважины. На рис. 3 фиолетовой линией изображена характеристика обводненной скважины, полученная по методике, изложенной в [3], с учетом наличия жидкости в стволе, но при игнорировании процессов на забое р гж,. . .. При этом
■уст ГЖ (без учета забоя) ~
предельные параметры работы скважины, соответствующие экстремуму на кривой, составляют: максимальное устьевое давление р = 1,588 МПа, минимальный
_уст_макс
дебит устойчивой работы скважины 0 = 173 тыс. м3/сут.
х мин 3
В то же время учет гидродинамических процессов на забое приводит к существенно отличающемуся результату (зеленая линия). Зависимость устьевого давления от дебита р распо-
" ~уст ГЖ (с учетом забоя) ~
ложена ниже, а предельные параметры становятся следующими:
газовая промышленность добыча газа и газового конденсата
Спецвыпуск № 1 (782)
1 I
I Я
со ал
а £
2,5 2
1,5 1
0,5
/ \
100 200 300 400 Дебит, тыс. м3/сут Capacity, thousand m3/day
500 600
700
— Р — по формуле протока Calculated reservoir line pressure
— P
JIT
Pressure at the upper boundary of the opened interval
.... p
уетОГ
Well mouth pressure calculated
— P
уст ПК (без учета забоя)
Well mouth pressure (without bottomhole) p
уст ГЖ(с учетом заСкм)
Well mouth pressure (witht bottomhole) ПрРеж без учета забоя Ultimate mode without bottomhole ПрРеж с учетам забоя Ultimate mode without bottomhole
Рис. 3. Влияние гидродинамических процессов на забое на характеристику скважины
Fig. 3. The influence of hydrodynamic processes on the bottomhole on the well characteristics
S'
0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Степень вскрытия пласта
Hp.3a6.
Capacity at which the well
• works completely Q
ma.
Minimum capacity for steady work
►ян. без учета забит
Minimum capacity for steady work without regard to bottomhole — P
уст. макс.
Maximum well mouth pressure
^ уст. макс, без учета забоя
Maximum well mouth pressure without regard to bottomhole
Рис. 4. Зависимости предельных параметров работы скважины от степени вскрытия пласта
Fig. 4. Dependences of the well operation limiting parameters on the degree of reservoir opening
максимальное устьевое давление р = 1,341 МПа, минимальный
густ_макс
дебит устойчивой работы скважины Q = 185 тыс. м3/сут. Та-
х мин 3
ким образом, условия устойчивой работы скважины существенно ухудшаются двухфазными гидродинамическими процессами на забое. В частности, максимальное устьевое давление снижается на 0,25 МПа, что в условиях завершающей стадии представляет значительную величину.
ВЛИЯНИЕ ДЛИНЫ ВСКРЫТОГО ИНТЕРВАЛА
Большой практический интерес представляет анализ влияния длины вскрытого интервала на показатели режима работы скважины. На рис. 4 представлены зависимости рассмотренных предельных параметров от степени вскрытия пласта Y0. Из рисунка следует нетривиальный вывод: песчаные пробки, характерные для поздней стадии разработки месторождений, могут играть положительную роль, поскольку величина максимального устьевого давления имеет экстремум при определенной толщине вскрытия. Экстремум имеет место при У0 = 0,5, т. е. работа скважины будет более энергетически эффективной с песчано-жидкост-ной пробкой высотой вплоть до середины интервала перфорации, чем без пробки. Указанный эффект становится следствием особенностей распределения давления в газожидкостном потоке вдоль вскрытого ствола и его изменения в зависимости от длины работающего интервала. Как видно из рис. 4, без учета ги -дродинамических процессов на забое этот эффект обнаружить невозможно. Действительно, монотонный характер зависимости р , (зеленая пун-
густ макс без учета забоя 4 3
ктирная линия) показывает, что обводненная скважина работает тем лучше, чем длиннее перфорированный интервал,поскольку учитывает возрастание притока газа к скважине и, соответствен -
но, скорость газа по стволу на забое, но при этом игнорируется гравитационная сегрегация фаз, приводящая к резкому возрастанию сопротивления потоку газа в нижних участках забоя.
Ухудшение условий работы скважин не всегда связано с об-
разованием пробок, а очистка от пробок порой не приводит к положительному эффекту. Это касается только скважин, работающих с жидкостью в продукции.
Рассмотрим работу обводненной скважины по мере снижения пластового давления. Предполо-
200 250 300
Дебит Q, тыс. м3/сут Capacity Q, thousand m3/day
- h = 150 м; P пл = 2.00 МПа h = 15D m; Р пл = 2.00 МРа
- h = 150 м; Р пл = 1.95 МПа h = 15D ш; Рпл= 1.95 МРа
— h = 150 м;Рпл = 1.90 МПа h = 150 ш; Р пл = 1.90 МРа
— h = 75 м; Р пл = 1.90 МПа h = 75 m; Р пл = 1.90 МРа
Рис. 5. Влияние длины вскрытого интервала на характеристику обводненной скважины при разных пластовых давлениях
Fig. 5. The effect of the length of the opened interval on the characteristic of a flooded well at different reservoir pressures
жим, скважина с интервалом перфорации Н = 150 м работает при пластовом давлении 2,0 МПа, а компрессорная станция на установке комплексной подготовки газа(УКПГ)обеспечивает давление на устье 1,275 МПа. Характеристика скважины изображена на рис. 5 синей линией. Из рисунка видно, что скважина будет работать с дебитом 290 тыс. м3/сут. По мере снижения пластового давления дебит скважины будет уменьшаться. Так, при пластовом давлении 1,95 МПа (оранжевая линия на рис. 5) дебит скважины станет равным 225 тыс. м3/сут, а при пластовом давлении 1,90 МПа (фиолетовая линия) скважина работать не будет. Однако при уменьшении интервала перфорации до 75 м характеристика скважины изменится, для пластового давления 1,90 МПа ей соответствует зеленая линия. Из рисунка следует, что при устьевом давлении 1,275 МПа скважина будет работать, ее дебит составит 189 тыс. м 3/сут. Очевидно, что если произвести ликвидацию пробки, устойчивая работа скважины при устьевом давлении 1,275 МПа будет невозможна.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенные расчеты показывают, что обводненная скважина с большим интервалом перфорации может работать в менее благоприятных условиях, чем с малым интервалом перфорации. Значение минимального дебита такой скважины может оказаться
больше, а максимальная величина устьевого давления ниже, что особенно неблагоприятно сказывается в условиях поздней стадии разработки, когда необходимое для устойчивой эксплуатации скважины снижение устьевого давления требует дополнительных затрат, связанных, например, с необходимостью дополнительного компримирования газа.
Таким образом, на завершающей стадии разработки месторождений гидродинамические процессы на забое накладывают существенные ограничения на возможные режимы работы скважин, которые необходимо
учитывать как при назначении технологического режима, так и при планировании геолого-технических мероприятий,в частности, направленных на ликвидацию песчано-жидкостных пробок.
Разработанная методика расчета режима работы обводненных скважин учитывает наличие газожидкостной смеси на забое и позволяет получать более точные значения рабочих и предельных параметров работы скважин по сравнению с существующими методиками, поскольку учитывает дополнительные важные факторы, определяющие эксплуатационные характеристики.■
ЛИТЕРАТУРА
1. Кирсанов С.А., Гордеев В.Н., Николаев О.В., Стоноженко И.В. Эмпирическая гидродинамическая модель вертикальных газожидкостных потоков в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. 2017. № 4 (751). С. 50-55.
2. Николаев О.В., Шулепин С.А. Влияние глубины спуска лифтовых труб на работу обводненной газовой скважины / Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // НТС «Вести газовой науки». М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2013,
№ 4 (15). С. 46-52.
3. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Николаев О.В. и др. Методика расчетов технологического режима работы газовых скважин на поздней стадии разработки // Газовая промышленность. 2012. Спецвыпуск № 2. С. 9-11.
REFERENCES
1. Kirsanov S.A., Gordeev V.N., Nikolaev O.V., Stonozhenko I.V. Empirical hydrodynamic model of vertical gas-liquid flows in gas wells at the late stage of field development // Gazovaya promishlennost = Gas industry. 2017, No. 4 (751), P. 50-55. (In Russian)
2. Nikolaev O.V., Shulepin S.A. Influence of the depth of the lift pipes on the work of a flooded gas well M.: Gazprom VNIIGAZ LLC. 2013, No. 4 (15), P. 46-52. (In Russian)
3. Buzinov S.N., Geresh G.M., Nikolaev O.V. et al. Method of calculating the technological mode of operation of gas wells at a late stage of development // Gazovaya promishlennost = Gas industry. 2012. Special issue No. 2, P. 9-11. (In Russian)
