CC BY
51
УДК 622.279.32::532.5.013
Влияние жидкости в продукции на технологические параметры эксплуатации горизонтальных газовых скважин
К.Н. Гужов1*, О.В. Николаев1, А.В. Егорьичев1, О.В. Бузинова1, И.В. Стоноженко1, С.А. Хохлов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Основное преимущество использования горизонтальных скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений - высокая производительность таких скважин на фоне снижения риска прорыва подстилающих вод и разрушения пород призабойной зоны. Режимы работы горизонтальных скважин рассчитываются по соотношениям гидродинамики однофазных потоков, однако присутствие жидкости в продукции может существенно искажать реальные параметры режимов эксплуатации по сравнению с сухими скважинами.
В статье рассматривается влияние жидкой фазы в продукции на эксплуатационные характеристики скважин с субгоризонтальным окончанием. Предложена методика расчета предельных и рабочих режимов эксплуатации горизонтальных скважин, учитывающая наличие жидкости в продукции. Разработан новый подход к оптимизации конструкции забоя горизонтальных скважин. Показано, что жидкость оказывает влияние на режимы эксплуатации скважин на всех этапах разработки месторождений, но на стадии падающей добычи это влияние становится определяющим. Расчеты основаны на результатах экспериментальных исследований газожидкостных потоков, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на специализированном стенде.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений все большее распространение получают горизонтальные скважины, основным преимуществом которых является высокая производительность при снижении факторов риска прорыва подстилающих вод и разрушения пород призабойной зоны. Существующие методы расчета режима работы таких скважин основаны на соотношениях гидродинамики однофазных потоков, однако наличие жидкости в продукции может вносить существенные коррективы в реальные параметры режимов эксплуатации по сравнению со скважинами, в продукции которых отсутствует жидкость.
В статье рассмотрено влияние жидкости на субгоризонтальном участке скважины на режим ее эксплуатации с учетом результатов экспериментальных исследований течения газожидкостных смесей в наклонных трубах, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2005-2016 гг. Для анализа работы горизонтальной скважины в качестве зоны дренирования принят горизонтальный полосообразный пласт (рис. 1). Ось субгоризонтального участка расположена в вертикальной плоскости симметрии пласта. Газоносный пласт считается однородным по пористости и однородно-анизотропным по проницаемости.
Для учета влияния жидкости на работу горизонтальной скважины разобьем пласт и субгоризонтальный участок на N сегментов (рис. 2). Поскольку в продукции скважины присутствует жидкая фаза, предполагается, что при определенных режимах эксплуатации часть субгоризонтального ствола, наиболее удаленная от башмака лифтовой трубы, может быть заполнена стекающей под действием гравитации жидкостью. Расчет характеристики скважины начинается с режима, при котором весь вскрытый интервал заполен жидкостью и, соответственно, дебит скважины равен нулю. При этом давление на пятке скважины равно пластовому, а давление вдоль субгоризонтального участка соответствует гидростатическому весу столба жидкости. Последовательным перебором (в сторону снижения) значений давления на носке скважины рассчитываются режимы работы скважины. При этом приток
Ключевые слова:
горизонтальная скважина, перепад давления, режим течения, газожидкостный поток.
Р
я к ^
Рис. 1. Схематическое изображение горизонтальной скважины с полным вскрытием пласта: Ьг - длина горизонтального участка ствола; Як - радиус контура питания; Ру - давление на устье скважины; Рк - давление на контуре питания
газа в п-ю ячейку вычисляется по двучленной формуле
Р2 - Р2 = а О N + Ь О2 N2
Кп Гп ^Пп ^Пп
(1)
где Рк, Рг - значения давления на контуре и субгоризонтальном участке, МПа, соответственно; Оп - скорость притока газа из пласта, 103 м3/сут; а, МПа2сут/103 м3, Ь, (МПасут)2/(103 м3)2 -фильтрационные коэффициенты, вычисляемые по формулам фильтрационного потока к горизонтальному стволу скважины [1, с. 22-24].
Скорость газовой фазы в п-м сегменте (Ос) рассчитывается как сумма скоростей притока газа из пласта и газа, поступившего из предыдущего сегмента:
а = &, + бпп.
(2)
Для расчета потерь давления вдоль вскрытого участка субгоризонтального ствола будем использовать эмпирические корреляции, разработанные по результатам экспериментальных исследований субгоризонтальных газожидкостных потоков [2]. Для восходящих течений газожидкостных смесей в трубах с углом наклона а (см. рис. 2) от 0° до 10° к горизонту характеристика потока имеет типичную форму (рис. 3): правая ветвь графика относится к расслоенному режиму течения, ле-
вая - к вспененному. Рис. 3 построен в следующих координатах:
• безразмерная величина потерь давления на трение
дЛр
I = ■
Рж 8 АЬ
(3)
где Артр - потери давления на трение, Па; рж -плотность жидкой фазы, кг/м3; 8 - ускорение свободного падения, м/с2; АЬ - длина трубы, м; • модифицированный параметр Фруда
Рг* = Р^
(4)
Рж 8й
где рг - плотность газа, кг/м3; и - скорость потока, м/с; й - диаметр трубы, м.
На рис. 3 отражены характерные точки кривой (Бг^, ¿0), (РС,, /\) и (0, /(0)). Во всех проведенных экспериментах переход от одного режима к другому характеризуется скачкообразным изменением потерь давления Д/ = = - /0, величина которого зависит от диаметра трубы и угла ее наклона. Для правой ветви графика характерно течение жидкости тонким ручейком по дну трубы в пределах всего диапазона реализованных величин ее расхода; эксперименты показали, что в этом режиме течения присутствие жидкости настолько незначительно уменьшает площадь поперечного сечения трубы, что потери давления / с достаточной
участку ствола скважины: НКТ - насосно-компрессорная труба
Рис. 3. Типичная конфигурация характеристики субгоризонтального газожидкостного потока с выделением характерных точек
точностью можно рассчитать по уравнению Дарси - Вейсбаха для однофазного потока:
ДРгр
м
X рги 2 а
Х- *
I =— гг . 2
Согласно экспериментальным данным величина РгМин, соответствующая смене режима потока (см. рис. 3), выражается соотношением
(5)
= ае
(7)
где X - коэффициент потерь на трение по длине.
В терминах используемых безразмерных параметров соотношение (5) имеет вид
где коэффициент а зависит от угла наклона трубы а и расхода жидкости дж, а коэффициент Ь -только от расхода жидкости:
(6)
а = 0,0928 а 2/3д0х09и;
(8)
Ь =
0,0864
Величина скачка потерь давления при Бг* = Рг*мин, определяемая разностью М/ = -/0, рассчитывается по эмпирической корреляции
М = 0,00185 (1 -
(9)
и в свою очередь позволяет рассчитать ординату второй характерной точки (Рг*1ин, /\):
»1 =-2рг*и„+д
(10)
Зависимость /(Бг*) для левой ветви (при Бг* < Бгмин) аппроксимирована экспонентой
/ = 81П ае
(11)
где вспомогательный коэффициент С определяется по эмпирической формуле
— 1п—-— С _ 8т а
мин
(12)
Все размерные переменные в уравнении (6-14) выражены в единицах СИ, т.е. [Др] = Па.
В качестве иллюстрации использования модели (6)-(14) рассмотрим расчет для скв. 106.3 Ковыктинского газоконденсатного месторождения (ГКМ) (длина и диаметр вскрытого субгоризонтального участка ствола соответственно равны 880 и 0,178 м; пластовое давление Рпл на глубине 3296,4 м составляет 25,45 МПа), на базе которой в 2006 г. проводились исследования в трех стационарных режимах.
На рис. 4 представлены зависимости устьевого (Ру) и забойного (Рз) давлений от дебита (0, построенные по результатам исследований. Гидродинамические расчеты вскрытого интервала проведены по описанной ранее модели (см. уравнения (1)-(14)), расчеты двухфазных потоков в стволе - по модели, разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [3]. Предельному режиму устойчивой работы скважины (точка 1, в которой выполняется условие
дв т
-= 0) соответствуют максимальное устье-
дР„
Выражение (11) определяет также третью характерную точку (0, /(0)) при Бг* = 0:
/(0) = Бша.
(13)
В итоге размерная величина потерь давления в участке субгоризонтального ствола рассчитывается по формуле
Мр = / Рж ё МЬ + рг я МЬ Бша.
(14)
вое давление Румакс = 18,937 МПа и минимальный дебит бмин = 343 тыс. м3/сут. На этом же рисунке представлена зависимость доли работающего интервала от дебита. Рис. 4 показывает, что вскрытый интервал работает полностью при дебите, превышающем 225 тыс. м3/сут. Эту величину (0крз) предложено называть «критическим дебитом по условиям на забое» [3]. В рассматриваемых условиях работы скважины 2мин > бкр.за6, т.е. при любом
* 30
с 30
® 25
20 15 10 5
> г 1 1 1 1
_____«._ 1 г 1 1
* 1 / 1 2
' / ; / » / 1 1 1 1 1 Режим: 1 о предельный
; / 1 1 2 Д рабочий
« 1 • * 1 1 1 Р : У Р: 3 О замер; —- аппроксимация
1 1 о замер; — аппроксимация
о2! --- доля работающего интервала
1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0
и
о -
и
Е?
с
'ё Л
о
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800 2000 2, ТЫС. м3/сут
Рис. 4. Гидродинамическая характеристика скв. 106.3 Ковыктинского ГКМ при начальном Рпл = 25,45 МПа
Рис. 5. Зависимость дебита (при Ру = 18,8 МПа) от диаметра й и длины Ь вскрытого участка ствола скв. 106.3 Ковыктинского ГКМ в случаях однофазной, газ, (а)
и двухфазной (б) продукции
с; 500
а
450 400 350 300 250
200
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
Ь, м
Рис. 6. Зависимость дебита от длины вскрытого участка ствола скважины диаметром й = 0,12 м: ОГ - однофазный газовый поток; ГЖ - газожидкостный поток
£ 500
¡а 450
а
400
350
300
250
0,10
0,11
0,12
0,13
0,14
0,15
0,16
0,17
0,18 Л м
Рис. 7. Зависимость дебита от диаметра вскрытого участка ствола скважины длиной Ь = 1000 м: см. экспликацию к рис. 6
С. 550
режиме эксплуатации скважины газ поступает в ствол вдоль всей длины вскрытого интервала. Однако так происходит не всегда [3].
Для оценки влияния конструкции горизонтальной скважины на технологические параметры ее работы проведены серии расчетов, результаты которых показаны на рис. 5-9. При заданных основных параметрах конструкции скв. 106.3 Ковыктинского ГКМ (глубине забоя, диаметре лифтовой колонны) варьировались длина и диаметр субгоризонтального участка ствола скважины.
На рис. 5 видно, что наличие жидкости приводит к ограничению длины работающего интервала Ь, которая зависит от его диаметра. Так, при начальном Рпл длина работающего вскрытого интервала варьирует в пределах 850.. .1250 м в зависимости от а. Это связано с тем обстоятельством, что при достаточно малых скоростях газа вскрытый участок ствола частично заполнен жидкостью, причем на носке скважины давление устанавливается выше пластового вследствие действия закона гидростатики. При этом приток газа осуществляется только в вышележащий незаполненный жидкостью участок вскрытого интервала.
В случае однофазной продукции с ростом Ь дебит монотонно увеличивается (см. рис. 6), что соответствует выводам других исследователей [5-8]. В то же время при наличии жидкости увеличение Ь приводит к возрастанию Q только до определенного предела, после которого рост Q прекращается (см. точки 1, 2 и 3). По мере снижения пластового давления несколько увеличивается Ь (до 1800 м при Рпл = 10,0 МПа). Очевидно, рассмотренное явление ограничения длины работающего интервала в газовой скважине по причине наличия жидкости в продукции приводит к возникновению дополнительных требований к конструкции скважины, базирующихся на закономерностях газожидкостной гидродинамики. В частности, скапливание жидкости во вскрытом участке делает нецелесообразным бурение ствола длиннее максимального работающего интервала. Отметим, что применительно к чисто газовой скважине такого жесткого ограничения на длину субгоризонтального ствола не существует.
Диаметр вскрытого интервала также оказывает влияние на технологические параметры работы скважины, причем в случаях однофазного и двухфазного потоков это влияние существенно различается (см. рис. 7). В случае
однофазного потока увеличение а однозначно улучшает гидродинамическую характеристику скважины. В то же время при наличии жидкости увеличение а субгоризонтального участка ствола, с одной стороны, улучшает фильтрационные свойства пласта, а с другой стороны, приводит к уменьшению локальных скоростей газожидкостного потока в стволе, что ухудшает динамику жидкой фазы и усиливает тенденцию накапливания жидкости. Конфликт этих двух факторов приводит к возникновению максимума на зависимости рабочего дебита Q от а. Следовательно, с точки зрения рационального использования упругой энергии пластового газа существует оптимальный диаметр вскрытого участка субгоризонтального ствола. Расчеты, проведенные при различных значениях Рпл, показали, что для условий скв. 106.3 Ковыктинского ГКМ оптимальный диаметр вскрытого участка ствола равен 0,13.0,14 м (см. рис. 7). Заметим при этом, что в рассмотренных условиях при варьировании диаметра Q колеблется незначительно - в пределах ±5 %. Тем не менее в условиях завершающей стадии этот фактор может оказаться весьма существенным.
Как и следовало ожидать, с увеличением угла наклона к горизонту максимальная длина субгоризонтального участка ствола уменьшается. Поскольку углы наклона субгоризонтальных окончаний реальных скважин, как правило, несколько изменяются в продольном направлении, в ряде случаев это изменение
а, град.
Рис. 8. Зависимость максимальной длины работающего интервала от угла наклона субгоризонтального участка ствола
ОД 2
0,10
500
0,12
0,10 d. м
500
а б
Рис. 9. Зависимость максимального устьевого давления (а) и минимального дебита (б) устойчивой эксплуатации скважины от диаметра и длины вскрытого интервала
целесообразно учитывать при расчетах. Однако у рассматриваемой скважины (см. рис. 8) угол а вскрытого интервала изменяется незначительно, что позволяет принять значение а неизменным по всей длине.
Рис. 9 свидетельствует, что влияние геометрических характеристик вскрытого интервала субгоризонтальной скважины на параметры предельного режима ее работы имеют сложный характер, что также необходимо учитывать при составлении технологических режимов работы скважин и промысла в целом, особенно
на поздней стадии разработки.
***
Выполненные расчеты показали необходимость учета наличия жидкой фазы при расчете параметров работы горизонтальных скважин. Наиболее существенным результатом анализа работы субгоризонтальных скважин при
наличии жидкости в продукции является обоснование наличия ограничения ствола по длине и оптимального диаметра вскрытого интервала, а также обеспечение возможности количественного определения влияния угла наклона субгоризонтального участка на показатели работы скважины.
Представленная методика, основанная на результатах экспериментальных исследований газожидкостных потоков, рекомендуется для использования как при выборе конструкции горизонтальных скважин, включая длину, диаметр и угол наклона вскрытого интервала, так и при расчетах оптимальных технологических режимов.
Отметим, что разработанная методика и эмпирические корреляции будут в дальнейшем уточняться по мере пополнения банка экспериментальных данных о газожидкостных потоках в трубах.
Список литературы
1. Малых А.С. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении стационарного притока газа к горизонтальной скважине / А.С. Малых, А.А. Соколов. -
М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 40 с.
2. Меньшиков Е.Н. Критерии стабильной работы промысловых шлейфов с полным выносом жидкости из трубопроводов / Е.Н. Меньшиков, В.В. Моисеев, А.Н. Харитонов и др. // Газовая промышленность. - 2017. - № 10. - С. 25-29.
3. Кирсанов С.А. Эмпирическая гидродинамическая модель вертикальных газожидкостных потоков в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений / С.А. Кирсанов, В.Н. Гордеев, О.В. Николаев
и др. // Газовая промышленность. - 2017. -№ 4 (751). - С. 50-55.
4. Николаев О.В. Влияние жидкости на эксплуатацию газовых скважин
с протяженным вскрытым интервалом на поздней стадии разработки месторождений / О.В. Николаев, И.В. Стоноженко, К.Н. Гужов и др. // Газовая промышленность. - В печати.
5. Джоши С. Д. Основы технологии горизонтальной скважины / С. Д. Джоши. -Краснодар: Советская Кубань, 2003. - 424 с.
6. Алиев З.С. Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений / З.С. Алиев, Д.А. Мараков, Е.М. Котлярова и др. - М.: Недра, 2014. - 450 с.
7. Перемышцев Ю.А. Теория и практика расчета добычных возможностей наклонных и горизонтальных газовых скважин /
Ю.А. Перемышцев, Д.Ю. Неутолимов, В. Д. Усачев. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2015. - 70 с.
8. Черных В.А. Аналитические методы моделирования продуктивности горизонтальных скважин / В.А. Черных, В.В. Черных. - М.: Нефть и газ, 2011. - 350 с.
How liquid in a product of a horizontal gas well affects technological parameters of its operation
K.N. Guzhov1*, O.V. Nikolayev1, A.V. Yegorichev1, O.V. Buzinova1, IV. Stonozhenko1, S.A. Khokhlov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. The main advantage of horizontal wells application at development of gas and gas-condensate fields is their high productivity together with reduction of risks of underlying waters breakthrough and rocks disintegration in a bottom-hole area. Operation modes for horizontal wells are calculated using hydrodynamic ratios for one-phase flows, but the presence of liquid in well products can seriously distort real parameters of the operation modes as compared with the dry wells.
The article studies the effect which a liquid phase of a product imposes upon the operational characteristics of wells with subhorizontal endings. A procedure for calculating extreme and running conditions of horizontal wells operation is suggested. It takes into consideration presence of liquid in well product. Also a new approach to optimization of bottomhole structure for horizontal wells is worked out. It is shown that liquid influences the modes of well operation at all stages of field development, but at the stage of declining production such influence becomes governing. The presented calculations are based on the results of the experimental testing of gas-liquid flows carried out in the Gazprom VNIIGAZ LCC using a special test stand.
Keywords: horizontal well, pressure drop, flow pattern, gas-liquid flow.
References
1. MALYKH, A.S. and A.A. SOKOLOV. Determination offlow coefficients in the equation of stationary gas influx to a horizontal well [Opredeleniye koeffitsiyentov filtratsionnogo soprotivleniya v uravnenii statsionarnogo pritoka gaza k gorizontalnoy slvazhine]. Moscow: IRTs Gazprom, 2004. (Russ.).
2. MENSHIKOV, Ye.N., V. V. MOISEYEV, A.N. KHARITONOV et al. Criteria for stable operation of the in-field pipelines with complete liquid carry-off [Kriterii stabilnoy raboty promyslovykh shleyfov s polnym vynosom zhidkosti iz truboprovodov]. Gazovayapromyshlennost. 2017, no. 10, pp. 25-29. ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. KIRSANOV, S.A., V.N. GORDEYEV, O.V. NIKOLAYEV et al. Empiric hydrodynamic model of vertical gas-liquid flows in gas wells at a late stage of field development [Empiricheskaya gidrodinamicheskaya model vertikalnykh gazozhidkostnykh potokov va gazovykh skvazhinakh na pozdney stadia razrabotki mestorozhdeniy]. Gazovaya promyshlennost. 2017, no. 4 (751), pp. 50-55. ISSN 0016-5581. (Russ.).
4. NIKOLAYEV, O.V., I.V. STONOZHENKO, K.N. GUZHOV et al. Liquid effect to operation of gas wells with an extensive uncovered interval at a late stage of field development [Vliyaniye zhidkocti na ekspluatatsiyu gazovykh skvazhin s protyazhennym vskrytym intervalom na pozdney stadia razrabotki mestorozhdeniy]. Gazovaya promyshlennost. In press. ISSN 0016-5581. (Russ.).
5. DZHOSHI, D.D. Principals of a horizontal-well technology [Osnovy tekhnologii gorizontalnoy skvazhiny]. Krasnodar: Sovetskaya Kuban, 2003. (Russ.).
6. ALIYEV, Z.S., D.A. MARAKOV, Ye.M. KOTLYAROVA et al. Theoretical and engineering foundation for application of horizontal wells in development of gas and gas-condensate fields [Teoreticheskiye i tekhnologicheskiye osnovy primeneniya gorizontalnykh skvazhin dlya osvoyeniya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: Nedra, 2014. (Russ.).
7. PEREMYSHTSEV, Yu.A., D.Yu. NEUTOLIMOV and V.D. USACHEV. Theory and practice of production capacity calculating for inclined and horizontal gas wells [Teoriya i praktika rascheta dobychnykh vozmozhnostey naklonnykh i gorizontalnykh gazovykh skvazhin]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2015. (Russ.).
8. CHERNYKH, V.A. and V. V. CHERNYKH. Analytical methods for simulating productivity of horizontal wells [Analiticheskiye metody modelirovaniya produktivnosti gorizontalnykh slvazhin]. Moscow: Neft i gaz, 2011. (Russ.).
