СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2017 года по МПК E21B47/10 E21B43/00 

Описание патента на изобретение RU2620137C1

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Известен способ эксплуатации газоконденсатной скважины, включающий определение коэффициента поверхностного натяжения газоконденсата, по которому определяют критический размер капли газоконденсата, при превышении которого капля дробится, и рассчитывают критическую скорость газового потока, обеспечивающую вынос капли критического размера, при этом эксплуатацию скважины производят при устьевых давления, температуре и расходной скорости выше критической, обеспечивающих существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе [RU 2120541 С1, МПК6 Е21В 43/00, опубл. 10.05.1998].

К недостаткам известного способа относится то, что расчет критической скорости пригоден для выноса мелкодисперсной жидкости в ядре потока, но не учитывает выброшенные в результате турбулентных пульсаций газа капли жидкости на стенки трубы. Таким образом, на стенках трубы возможна агломерация влаги в жидкостную пленку и при определенных динамических и термобарических условиях возможно ее стекание на забой скважины.

Известен способ выноса жидкости с забоя скважины газом, при котором на скважине проводят газодинамические исследования (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации, во время ГДИ изменяют дебит газа, до величины, при которой происходит вынос жидкости, после чего рассчитывают скорость потока газа на башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ) и определяют величину минимального дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины [RU 2124635 С1, МПК6 Е21В 47/10, Е21В 43/00, опубл. 1999].

К недостаткам известного способа относится то, что для расчета критической скорости потока газа, необходимо проводить газодинамические исследования, таким образом, что сущность способа сводится к непосредственному наблюдению процесса выноса жидкости на том или ином режиме и расчет критического дебита не имеет смысла, т.е. решается обратная задача.

Технической проблемой является установление технологического режима работы скважины, при котором будут удовлетворяться условия по выносу конденсационной жидкости и ретроградного конденсата.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная проблема решается за счет достижения технического результата, заключающегося в сокращении потерь ретроградного конденсата и предотвращение аккумулирования его, а также конденсационной воды на забое скважины, путем установления необходимого дебита добываемой продукции - пластовая жидкость, флюид (двухфазная газоконденсатная смесь).

Указанный технический результат достигается тем, что в способе эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины путем подъема пластовой жидкости к устью при поддержании регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя, включающий замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, особенностью является то, что критический дебит скважины определяют согласно выражению

где Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, тыс.м3/сут; Руст - давление устьевое, 0.098 МПа либо кгс/см2; D - внутренний диаметр подъемной трубы, м; Туст - устьевая температура, K; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим давлениям и температурам.

Причинно-следственная связь между заявляемым техническим результатом и существенными признаками, характеризующими сущность заявляемого технического решения, следующая.

Определение дебита, необходимого для выноса конденсационной воды, ретроградного конденсата по предлагаемой формуле обеспечит необходимый режим течения добываемого флюида - пластовой жидкости (потока добываемой продукции, двухфазная газоконденсатная смесь) для предотвращения аккумуляции мелкодисперсной жидкости на забое и стенках скважины. При этом расчет дебита для выноса жидкости по заявляемому решению пригоден как для вертикальных, так и для горизонтальных участков подъемных труб (НКТ, лифтовая колонна). Сокращение потерь ретроградного конденсата, будет происходить за счет тех же условий, что пригодны для выноса жидкости (конденсационная, пластовая вода).

Сущность заявляемого способа

Поток восходящего газа будет огибать одиночную частицу жидкости, находящуюся на стенке трубы. При достижении определенной скорости газа частица жидкости будет уноситься со стенки трубы, тем самым, препятствуя формированию жидкостной пленки.

Таким образом, силы, находящиеся в равновесии и действующие на частицу жидкости, находящуюся в вертикальной трубе, можно представить в виде:

где Fтp - сила трения, Fтяж - сила тяжести, действующая на частицу; Fвыт - подъемная сила; R - сила сопротивления.

При этом сила тяжести Fтяж выражается соотношением [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где:

g - постоянная силы тяжести, м/с2;

gc - постоянная силы тяжести, кг м/кгс с2;

vd - скорость капли, м/с;

d - диаметр капли, м;

ρж - плотность жидкой фазы, кг/м3;

ρг - плотность газа, при заданных условиях, кг/м3.

Подъемную силу Fвыт определяют по формуле [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где

vG - скорость газа, м/с;

vd - скорость капли, м/с;

ρг - плотность газа, кг/м3;

Ad - площадь проекции поперечного сечения капли, м2;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Силу трения определяют по математической формуле

где

g - постоянная силы тяжести, м/с2;

d - диаметр капли, м;

ρж - плотность жидкой фазы, кг/м3;

Силу сопротивления R определяют по формуле [Ли Джеймс, Никенс Генри, Уэллс Майкл «Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 384 с.]:

где

ρг - плотность газа, кг/м3;

d - диаметр капли, м;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Тогда уравнение для критической скорости газа имеет следующий вид:

Из (7) можно выразить уравнение для расчета критической скорости для частиц жидкости находящихся на стенке трубы:

где

vG - скорость газа, м/с;

σ - поверхностное натяжение, н/м;

ρж - плотность жидкой фазы, приведенная к заданным давлению и температуре, кг/м3;

ρг - плотность газа, при заданных условиях, кг/м3;

CD - коэффициент лобового сопротивления.

Рассмотренный вариант расчета критической скорости позволяет описать процесс выноса жидкости только для вертикального потока. Исходя из этого определены условия выноса жидкости в горизонтальном потоке.

Силы, действующие на частицу, находящуюся на стенке горизонтальной трубы можно записать в виде следующей системы уравнений:

где N - сила реакции опоры.

Записав уравнение (10) в развернутом виде, получим:

Из системы уравнений (10) можно получить выражение для расчета критической скорости потока в горизонтальном участке трубы:

Сопоставив между собой формулы для горизонтального и вертикального участка трубы получаем, что при равных условиях значение критической скорости потока в горизонтальном участке трубы в 1,5 раза меньше критической скорости для вертикального участка трубы.

Таким образом, для определения предельных условий, необходимых для выноса жидкости по стволу и с забоя скважины, необходимо использовать формулу для вертикальной трубы. В этом случае будут получены высокие значения критической скорости, которые, следовательно, будут оптимальны для всех участков насосно-компрессорных труб.

Для получения значения критического дебита скважины установлено, что для высокотурбулентного потока газа (режим работы всех газоконденсатных скважин), CD - коэффициент лобового сопротивления становится постоянной величиной, равной 0.44.

По фактическим данным эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири по формуле (8) с учетом коэффициента лобового сопротивления CD=0.44 проведены расчеты критических скоростей и получена степенная зависимость критической скорости vG от устьевого давления:

где

vG - скорость газа, м/с;

Руст - давление на устье скважины, 0.098 МПа либо кгс/см2.

Согласно полученной зависимости, можно получить необходимое значение критической скорости, при известном устьевом давлении скважины. Из полученной зависимости можно найти критический дебит, приведенный к стандартным условиям, по выражению (1), что является наиболее удобной величиной для практического использования.

Способ осуществляют следующим образом.

Во время работы скважины, по результатам ГКИ (газоконденсатные исследования скважин) определяют фактические термобарические показатели эксплуатации и свойства флюида:

давление устьевое Р, МПа либо кгс/см2;

температура устьевая Туст, K;

критические параметры газа: давление Ркр, Ткр.

В случае отсутствия ГКИ, критические параметры газа, берутся по аналогии, либо согласно принятой модели пластового флюида.

По полученным данным определяют коэффициент сверхсжимаемости рассчитывается согласно выражению В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича:

где

Ркр - критическое давление пластовой жидкости, МПа;

Ткр - критическая температура пластовой жидкости, K;

Р -давление на устье скважины, МПа;

Т - температура на устье скважины, K.

Затем рассчитывают дебит (критический дебит) пластовой жидкости (двухфазная газоконденсатная смесь), при котором частицы жидкости будут находиться во взвешенном состоянии (показатель момента равновесия системы)

Необходимым условием для извлечения, выпавшего в стволе скважины ретроградного конденсата и конденсационной жидкости, будет являться превышение фактического дебита пластовой жидкости над дебитом, при котором достигается момент равновесия системы (критическим дебитом).

Если на фактическом режиме работы скважины дебит ниже необходимого, то режим работы скважины подбирают путем увеличения дебита до расчетной величины, обеспечивающей скорость потока газа, выше минимально необходимой, например, путем регулирования устьевого штуцера скважины.

Таким образом, заявляемый способ эксплуатации позволяет оптимизировать работу скважины.

Пример

Скважина X Уренгойского НГКМ, оборудованная хвостовиком, характеризуется следующими исходными (текущими) данными на дату расчета:

1. Давление устьевое - 418 кгс/см2;

2. Температура устьевая - 318 K;

3. Критические параметры газа: давление - 46.9 кгс/см2, температура - 212 K;

4. Внутренний диаметр НКТ - 0.076 м.

По расчетным формулам определяют:

- коэффициент сверхсжимаемости газа:

;

Расчет критического дебита в подъемной трубе:

Фактический дебит газа на устье составил 210 тыс.м3/сут, что больше рассчитанного критического дебита (минимально допустимого) 149.7 тыс.м3/сут.

Таким образом, на данной скважины соблюдаются условия для извлечения выпавшего в стволе скважины ретроградного конденсата и конденсационной жидкости. При значении дебита менее рассчитанного значения (минимально допустимого) устьевым штуцером устанавливают технологический режим работы, при котором обеспечивается вынос жидкости (конденсационная вода, ретроградный конденсат) по насосно-компрессорным трубам.

Похожие патенты RU2620137C1

название год авторы номер документа
Способ эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин 2022
  • Плосков Александр Александрович
  • Николаев Олег Валерьевич
  • Стоноженко Иван Васильевич
RU2792961C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ 2011
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Мазанов Сергей Владимирович
RU2474686C1
Способ эксплуатации скважин 2022
  • Плосков Александр Александрович
  • Николаев Олег Валерьевич
  • Стоноженко Иван Васильевич
RU2792861C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2008
RU2366803C1
СПОСОБ БЕСПЕРЕБОЙНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЙ ВЫНОС СКАПЛИВАЮЩЕЙСЯ ЗАБОЙНОЙ ЖИДКОСТИ 2019
  • Билянский Николай Васильевич
  • Хромцов Алексей Викторович
  • Семёнов Сергей Витальевич
  • Тереханов Александр Анатольевич
RU2722897C1
Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины 2018
  • Пеливанов Юрий Павлович
  • Токарев Денис Константинович
  • Плюхин Вадим Александрович
  • Завьялов Николай Афанасьевич
  • Перфильев Дмитрий Николаевич
  • Просужих Максим Юрьевич
RU2684270C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ 1997
  • Дурицкий Н.Н.
  • Кучеров Г.Г.
RU2120541C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ГЛУБОКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ 2022
  • Игнатов Игорь Валериевич
  • Сопнев Тимур Владимирович
  • Сафронов Михаил Юрьевич
  • Осмаковский Александр Александрович
  • Кондратьев Константин Игоревич
  • Валиулин Динар Рафикович
RU2799898C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАЧАЛА КОНДЕНСАЦИИ ПЛАСТОВОГО ГАЗА 1999
  • Костанов И.А.
  • Саушин А.З.
  • Семенякин В.С.
RU2164292C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ДЕБИТА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 1998
  • Вяхирев Р.И.
  • Чугунов Л.С.
  • Ремизов В.В.
  • Ермилов О.М.
  • Басниев К.С.
  • Гордеев В.Н.
  • Васильев В.И.
  • Тер-Саакян Ю.Г.
  • Кононов В.И.
RU2124635C1

Реферат патента 2017 года СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Формула изобретения RU 2 620 137 C1

Способ эксплуатации газовой или газоконденсатной скважины, включающий замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя, отличающийся тем, что критический дебит скважины определяют по формуле:

,

где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе;

Руст - давление устьевое;

D - внутренний диаметр подъемной трубы;

Tуст - устьевая температура;

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2017 года RU2620137C1

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ 2012
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Шулятиков Игорь Владимирович
  • Епрынцев Антон Сергеевич
  • Якимов Игорь Евгеньевич
  • Немков Алексей Владимирович
  • Шемякин Денис Николаевич
RU2513942C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОЙ ПО НАСЫЩЕННОСТИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ 1991
  • Ханкулиев Х.
  • Какаев Я.Э.
  • Шаипов Р.Х.
RU2014441C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО ДЕБИТА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН 1998
  • Вяхирев Р.И.
  • Чугунов Л.С.
  • Ремизов В.В.
  • Ермилов О.М.
  • Басниев К.С.
  • Гордеев В.Н.
  • Васильев В.И.
  • Тер-Саакян Ю.Г.
  • Кононов В.И.
RU2124635C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ 2011
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Ахмедсафин Сергей Каснулович
  • Мазанов Сергей Владимирович
RU2474686C1
0
SU91138A1
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ПОКРЫТИЯ ИЗ КАРБИДА БОРА 1992
  • Иванов С.В.
  • Поляков О.Г.
  • Солнцев К.А.
  • Кузнецов Н.Т.
RU2031974C1

RU 2 620 137 C1

Авторы

Пеливанов Юрий Павлович

Токарев Денис Константинович

Нестеренко Александр Николаевич

Даты

2017-05-23Публикация

2016-03-11Подача