Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения
Министерство
образования и науки Российской Федерации
Российский
государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина
Факультет
разработки нефтяных и газовых месторождений
Кафедра
разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений
КОНТРОЛЬНАЯ
РАБОТА
по курсу
«Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»
на тему:
«Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на
примере скважины Комсомольского газового месторождения».
Выполнил Кибишев А.А.
Проверил: Тимашев А.Н.
Москва, 2014
Содержание
1. Краткая
геолого-промысловая характеристика месторождения
. Конструкция скважин для
месторождений, вскрывших пластовую воду
. Технологические режимы
эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов
. Расчет безводного дебита
скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии
. Анализ результатов расчетов
Список используемой
литературы
1.
Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено на
территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 45 км южнее
районного центра посёлка Тарко-Сале н 40 км восточнее посёлка Пурпе.
Ближайшие месторождения с утверждёнными в ГКЗ СССР запасами нефти
Усть-Харампурское (10 - 15 км к востоку). Ново-Пурпейское (100 км к западу).
Месторождение открыто в 1967 году первоначально как газовое (С'еноманская
затежь). Как нефтяное открыто в 1975 году. В 1980 году была составлена
технологическая схема разработки, реализация которой началась в 1986 году.
Действующий газопровод Уренгой - Новополоцк находится в 30 км к западу от
месторождения. В 35 - 40 км к западу проходит трасса железной дороги Сургут -
Уренгой.
Территория представляет собой слегка всхолмленную (абсолютные отметки
плюс 33, плюс 80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину.
Гидрографическая сеть представлена реками Пякупур и Айваседапур (притоки реки
Пур). Реки судоходны лишь во время весеннего паводка (июнь), который длится один
месяц.
Комсомольское месторождение расположено в пределах структуры П порядка -
Пякупуровского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.
Пякупуровское куполовидное поднятие представляет приподнятую зону
неправильной формы, ориентированную в юго-западно-северо-восточном
направлениях, осложнённую несколькими локальными поднятиями III порядка.
Анализ физико-химических свойств нефти, газа и воды позволяет подобрать
наиболее оптимальное скважинное оборудование, режим работы, технологию хранения
и транспортировки, тип операции по обработке призабойной зоны пласта, объем
закачиваемой жидкости и многое другое.
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Комсомольского
месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб.
Часть параметров определялась непосредственно на скважинах (замеры
давлений, температур, и др.) Анализ проб проводился в лабораторных условиях в
ТЦЛ. ООО "Геохим”, ООО "Реагент" г. Тюмени.
Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважин на
определённом режиме. Все исследования поверхностных проб нефти и газа
проводились по методикам, предусмотренным Государственными стандартами.
В процессе исследований был изучен компонентный состав нефтяного газа,
результаты приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Компонентный состав нефтяного газа.
К подсчету запасов рекомендуются параметры, определенные при стандартных
условиях и способе, приближенном к условиям разгазирования нефти на промысле,
то есть при ступенчатой сепарации. В связи с этим результаты исследований проб
нефтяным методом дифференциального разгазирования в расчете средних значений не
использовались.
Свойства нефтей также изменяются по разрезу. Анализ результатов
лабораторных исследований проб нефтей не позволяет выделить строгие
закономерности, однако можно проследить основные тенденции изменения свойств
нефтей. С глубиной плотность и вязкость нефти имеют тенденцию к уменьшению,
такая же тенденция сохраняется н для содержания смол.
Содержание серы самое высокое в верхних пластах группы ПК. в залежах
пластов группы АП содержание серы уменьшается.
Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении
минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.
Таблица 2 - Химический состав пластовых вод.
2. Конструкция скважин для месторождений, вскрывших
пластовую воду
В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из
газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных
скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из
пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи
при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве
жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения
скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на
забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной
конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости
из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает
противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, прекращению
притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже полной остановке скважины.
Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий
отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и
жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной
воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить
поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.
Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически.
Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при
скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,
отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с
помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для
поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или
фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (пенообразователей) на забой
скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от
геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции
скважины, качества цементирования заколонного пространства, периода разработки
залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.
Минимальное выделение жидкости в призабойной зоне пласта и на забое скважины
можно обеспечивать регулированием забойного давления и температуры. Количество
воды и конденсата, выделяющихся из газа на забое скважины при забойных давлении
и температуре, определяется по кривым влагоемкости газа и изотермам
конденсации.
Для предупреждения прорыва конуса подошвенной воды в газовую скважину ее
эксплуатируют при предельных безводных дебитах, определяемых теоретически или
специальными исследованиями.
Посторонние и пластовые воды изолируются закачкой цементного раствора под
давлением. Во время этих операций газонасыщенные пласты изолируют от
обводненных пакерами. На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции
обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в
скважину. Опытно-промышленные испытания показали, что для получения устойчивой
пены "концентрацию пенообразователя" (в пересчете на активное
вещество) следует принять равной 1,5-2% объема закачиваемой жидкости, а
стабилизатора пены - 0,5-1%. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности
применяют специальное устройство - аэратор (типа "перфорированная труба в
трубе"). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в
соответствии с заданной а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ
насосом с расходом 2-3 л/с.
Эффективность метода удаления жидкости обосновывается специальными
исследованиями скважин и технико-экономическими расчетами. Для поглощения
жидкости пластом скважину останавливают на 2-4 ч. Дебиты скважин после пуска
возрастают, однако не всегда компенсируют потери в добыче газа вследствие
простоя скважин. Поскольку столб жидкости не всегда уходит в пласт, а при
низких давлениях приток газа может не возобновиться, этот метод применяют редко.
Подключение скважины к газосборной сети низкого давления позволяет
эксплуатировать обводненные скважины, отделять воду от газа, использовать газ
низкого давления в течение длительного времени. Продувка скважин в атмосферу
осуществляется в течение 15-30 мин. Скорость газа на забое должна при этом
достигать 3-6 м/с. Метод прост и применяется, если дебит восстанавливается на
длительный срок (несколько суток). Однако этому методу присущи многие
недостатки: жидкость с забоя удаляется не полностью, возрастающая депрессия на
пласт приводит к интенсивному поступлению новых порций воды, разрушению пласта,
образованию песчаной пробки, загрязнению окружающей среды, потерям газа.
Периодическая продувка скважин через НКТ диаметром 63-76 мм или через
специально спущенные сифонные трубы диаметром 25-37 мм осуществляется тремя
способами: вручную либо автоматами, установленными на поверхности или на забое
скважины. От продувки в атмосферу этот метод отличается тем, что он применяется
только после накопления определенного столба жидкости на забое.
Газ из скважины вместе с жидкостью поступает в газосборный коллектор
низкого давления, отделяется от воды в сепараторах и поступает на
компримироваиие или сжигается в факеле. Автомат, установленный на устье,
периодически приоткрывает клапан на рабочей линии. Команду на это автомат
получает при возрастании до заданного перепада между давлениями в затрубном
пространстве и в рабочей линии. Величина этого перепада зависит от высоты
столба жидкости в НКТ.
Автоматы, установленные на забое, также срабатывают при определенной
высоте столба жидкости. Устанавливают один клапан на входе в НКТ или несколько
пусковых газлифтных клапанов на нижнем участке НКТ.
Для накопления жидкости на забое может использоваться внутрискважинная
сепарация газожидкостного потока. Такой способ сепарации с последующей
продавкой жидкости в нижележащий горизонт был испытан после предварительных
лабораторных исследований на скв. 408 и 328 Коробковского месторождения. При
этом методе существенно уменьшаются гидравлические потери давления в стволе
скважины и расходы на сбор и утилизацию пластовых вод.
Периодическое удаление жидкости можно осуществлять и при подаче ПАВ на
забой скважины. При контакте воды с пенообразующим веществом и барботаже газа
через столб жидкости образуется пена. Поскольку плотность пены существенно
меньше плотности воды, даже сравнительно небольшие скорости газа (0,2-0,5 м/с)
обеспечивают вынос пенообразной массы на поверхность.
При минерализации вод менее 3-4 г/л применяется 3-5%-ный водный раствор
сульфонола, при высокой минерализации (до 15-20 г/л) используют натриевые соли
сульфокислот. Жидкие ПАВ периодически закачиваются в скважину, а из твердых ПАВ
(порошки "Дон", "Ладога", Триалон и др.) изготовляют
гранулы диаметром 1,5-2 см или стержни длиной 60-80 см, которые затем подают на
забой скважин.
Для скважин, имеющих приток воды до 200 л/сут, рекомендуется вводить до 4
г активного вещества ПАВ на 1 л воды, на скважинах с притоком до 10 т/сут это
количество уменьшается.
Ввод на отдельных скважинах Майкопского месторождения до 300-400 л
растворов сульфонола или порошка "Новость" приводил к увеличению
дебитов в 1,5-2,5 раза по сравнению с начальными, продолжительность эффекта
достигала 10-15 сут. Присутствие конденсата в жидкости снижает активность ПАВ
на 10-30%, а если конденсата больше, чем воды, пена не образуется. В этих
условиях применяют специальные ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости с забоя происходит при определенных
скоростях газа, обеспечивающих образование капельного двухфазного потока. Известно,
что эти условия обеспечиваются при скоростях газа более 5 м/с в колоннах труб
диаметром 63-76 мм при глубинах скважин до 2500 м.
Непрерывное удаление жидкости применяется в тех случаях, когда пластовая
вода непрерывно поступает на забой скважины, Диаметр колонны НКТ подбирается
таким, чтобы получить скорости потока, обеспечивающие вынос жидкости с забоя.
При переходе на меньший диаметр труб увеличиваются гидравлические
сопротивления. Поэтому переход на меньший диаметр эффективен в том случае, если
потери давления на трение меньше противодавления на пласт столба жидкости,
которая не удаляется с забоя.
Для удаления жидкости с забоя успешно применяются газлифтные системы с
забойным клапаном. Газ отбирается по затрубному пространству, а жидкость
удаляется через НКТ, на которых установлены пусковые газлифтные и забойные
клапаны. На клапан действует сила сжатия пружины и разность давлений,
создаваемых столбами жидкости в НКТ и в затрубье (вниз), а также сила,
обусловленная давлением в за- трубном пространстве (вверх). При расчетном
уровне жидкости в затрубном пространстве соотношение действующих сил становится
таким, что клапан открывается и жидкость поступает в НКТ и далее в атмосферу
или в сепаратор. После снижения уровня жидкости в затрубье до заданного входной
клапан закрывается. Жидкость внутри НКТ накапливается до тех пор, пока не
сработают пусковые газлифтные клапаны. При открытии последних газ из затрубного
пространства поступает в НКТ и выносит жидкость на поверхность. После снижения
уровня жидкости в НКТ пусковые клапаны закрываются, и внутри труб снова
накапливается жидкость за счет перепуска ее из затрубья.
В газовых и газоконденсатных скважинах применяют плунжерный лифт типа
"летающий клапан”. В нижней части колонны НКТ устанавливают трубный ограничитель,
а на фонтанной арматуре - верхний амортизатор. Плунжер помещают в фонтанные
трубы, которые служат ему направляющим каналом - "цилиндром", а сам
он выполняет роль "поршня”.
Практикой эксплуатации установлены оптимальные скорости подъема (1-3 м/с)
и падения (2-5 м/с) плунжера. При скоростях газа у башмака более 2 м/с
применяют плунжерный лифт непрерывного действия.
При низких пластовых давлениях в скважинах глубиной до 2500 м применяют
скважинные насосные установки. В этом случае удаление жидкости не зависит от
скорости* газа и может осуществляться до самого конца разработки залежи при
снижении устьевого давления до 0,2-0,4 МПа. Таким образом, скважинные насосные
установки применяют в условиях, когда другие способы удаления жидкости вообще
нельзя применить либо их эффективность резко падает.
Скважинные насосы устанавливают на НКТ, а газ отбирают через затрубное
пространство. Чтобы исключить поступление газа на прием насоса, его размещают
ниже зоны перфорации под буферным уровнем жидкости или над забойным клапаном,
который пропускает в НКТ только жидкость.
месторождение
скважина дебит анизотропия
3. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины
ограничения дебитов
Технологический режим работы проектных скважин относится к числу наиболее
важных решений, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы,
наряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная), предопределяет их
число, следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на
освоение месторождения при заданном отборе из залежи. Трудно найти проблему при
проектировании которая имела бы, как технологический режим, многовариантное и
сугубо субъективное решение.
Технологический режим - это конкретные условия движения газа в пласте,
призабойной зоне и скважине, характеризуемые величиной дебита и забойного
давления (градиента давления) и определяемые некоторыми естественными
ограничениями.
К настоящему времени выделены 6 критериев, соблюдение которых позволяет
контролировать устойчивую работу скважины Эти критерии являются математическим
выражением учета влияния различных групп факторов на режим эксплуатации.
Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают:
деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт,
приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато-
пористых пластах;
разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и
слабосцементированных коллекторов;
образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и
их влияние на выбранный режим работы;
образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;
обводнение скважин подошвенной водой;
коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатации;
вскрытие пласта многопластовых месторождений с учетом наличия
гидродинамической связи между пропластками и др.
Все эти и другие факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:
/dR = Const - постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться
скважины;
ΔP=Pпл(t) - Pз(t) = Const - постоянная
депрессия на пласт;з(t) = Const - постоянное забойное давление;(t) = Const -
постоянный дебит;(t) = Const - постоянное устьевое давление;
υ(t) = Const - постоянная скорость потока.
Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы
следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.
При выборе технологических режимов работы скважин, проектируемого
месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве
основных, определяющих режим эксплуатации, должны быть соблюдены следующие
принципы:
полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов,
насыщающих пористую среду;
выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных
ресурсов углеводородов газа, конденсата и нефти;
полная гарантия надежности работы системы «пласт-начало газопровода» в
процессе разработки залежи;
максимальный учет возможность снятия всех ограничивающих
производительность скважин факторов;
своевременное изменение ранее установленных режимов, не пригодных на
данной стадии разработки месторождения;
обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при
минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей
системы «пласт-газопровод».
Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала
следует установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования
режима эксплуатации проектных скважин. Особое внимание при этом проектировщик
должен обратить на наличие подошвенной воды, многослойность и наличие гидродинамической
связи между пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических
экранов по площади залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость
маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость
пропластков, на величину предельных градиентов, с которых начинается разрушение
пласта, на давление и температуры в системе «пласт-УКПГ», на изменение свойств
газа и жидкости от давления, на обвязку и на условия осушки газа и др.
4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени
вскрытия пласта, параметра анизотропии
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные
проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной kг. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность
обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в
процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости
затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по
степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и
величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с
подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Qпр,
разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.
Алгоритм решения:
. Определяем критические параметры газа:
.
Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:
.
Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:
.
Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1
МПа:
.
Определяем коэффициенты a* и b*:
.
Определяем средний радиус:
.
Находим коэффициент D:
.
Определяем коэффициенты Ko, Q* и предельно безводный дебит Qпр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта ħ и для
двух разных значений параметра анизотропии:
Расчет:
Исходные
данные:
Таблица
1 - Исходные данные для расчета
безводного режима.
|
Тпл, К
|
303
|
Rк, м
|
500
|
|
ρотн
|
0,56
|
ν1
|
0,03
|
|
ρв.ст.усл.,
кг/м3
|
1,205
|
ν2
|
0,003
|
|
Pпл, Мпа
|
9,9
|
g, м/с2
|
9,81
|
|
Rс, м
|
0,057
|
Тст, К
|
293
|
|
А, МПа²*сут/тыс.м³
|
0,0064
|
Рат, МПа
|
0,1013
|
|
В, МПа²*сут²/(тыс.м³)2
|
0,0000047
|
hпл, м
|
40
|
|
|
ρв, кг/м3
|
985
5. Анализ результатов расчетов
В результате расчета безводного режима для разных степеней вскрытия
пласта и при значениях параметра анизотропии, равными 0,03 и 0,003 я получил
следующие зависимости:
Рисунок 1 - Зависимость предельного безводного дебита от степени вскрытия
для двух значений параметра анизотропии: 0,03 и 0,003.
Можно сделать выводы, что оптимальное значение вскрытия равно 0,72 в
обоих случаях. При этом больший дебит будет при большем значении анизотропии,
то есть при большем отношении вертикальной проницаемости к горизонтальной.
Список используемой литературы
1. «Инструкция по комплексному исследованию газовых и
газоконденсатных скважин». М: Недра, 1980. Под редакцией Зотова Г.А.. Алиева
З.С.
2. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И, Чугунов Л.С. «Физика
пласта, добыча и подземное хранение газа». М. Наука, 1996 г.
. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию
разработки газовых и газонефтяных месторождений. Печора.: Печорское время, 2002
г. - 896 с.
Похожие работы на - Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения
|