Учет потерь давления по стволу скважины в условиях разработки месторождений Западной Якутии
Автор: Катанова Р.К., Инякина Е.И., Томский К.О., Добролюбов П.А.
Журнал: Научный форум. Сибирь @forumsibir
Рубрика: Природопользование
Статья в выпуске: 1 т.5, 2019 года.
Бесплатный доступ
В работе рассматривается учет наличия жидкости при определении забойного давления и потерь давления по стволу скважины на примере Средневилюйского и Среднеботуобинского нефтегазоконденсатных месторождений Западной Якутии. Представлены приближенные методы определения термобарических параметров с учетом наличия жидкости в продукции скважин; определены забойные давления по выбранным скважинам с учетом и без учета жидкости в потоке газа; определены потери давления при разном количестве жидкости в продукции скважины; сделаны соответствующие выводы.
Забойное давление, технологические процессы, учет потерь давления, среднеботуобинское месторождение, изменение давления газа
Короткий адрес: https://sciup.org/140242234
IDR: 140242234
Текст научной статьи Учет потерь давления по стволу скважины в условиях разработки месторождений Западной Якутии
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений определение забойного давления и учет потерь давления по стволу скважины являются важными составляющими, так как все технологические процессы, происходящие в пласте, стволе скважин, в системе сбора и промысловой подготовки газа связаны с изменением давления газа.
В реальных условиях в продукции газовых и газоконденсатных скважин всегда имеется незначительное количество жидкости из-за влажности газа, присутствия в составе газа тяжелых компонентов углеводородов, обводнения скважин и подачи в ствол скважины различных ингибиторов. Измене- ние термобарических условий, увеличение количества жидкой фазы за счет выделения конденсата и конденсации паров воды приводят к изменению структуры потока.
Факторы, влияющие на величину забойного давления и потери давления по стволу скважины:

Для определения объемного расхода газа на различных участках необходимо использовать следующую формулу:
плотность смеси, количество жидкости в продукции скважины, производительность скважины, конструкция скважины. На сегодняшний день во всех научно-исследовательских институтах и проектных институтах и газодобывающих предприятиях забойное давление вертикальных скважин определяется формулой для сухого газа. Эта формула применима только при закачке сухого газа из газопровода в подземное хранилище. На всех газовых и газоконденсатных месторождений добываемый газ содержит жидкость. Количество жидкости зависит от термобарических параметров месторождения, содержания конденсата в пластовом газе и его выделение в пласте и в стволе скважины, а также от степени обводнения скважин. Согласно этим работам, при наличии в потоке газа жидкости с дисперсной структурой в горизонтальной скважине, в случае отсутствия фонтанных труб на горизонтальном участке, забойное давление у торца горизонтального ствола можно определить по формуле:
О р т z „ ^ Vct.y ” СР‘ ч11 ^r.pi р т
~ cpi1 ст
Полученные результаты расчета забойного давления и потерь давления с учетом и без учета жид-
кости в продукции газа вертикальной скважины представлены в таблице 1.
Для условий скважины номер 46 работающей с дебитом 472 тыс.м3/сут и глубине 2477 м, при Р у =12,90 МПа забойное давление – 17,97 МПа, потери давления от забоя до устья составили 5,07 МПа. Скважина №39 при дебите 525 тыс.м3/сут и глубине скважины 2475 м, при Р у =14,6 МПа забойное давление – 19,96 МПа, потери давления от забоя до устья составили 5,36 МПа. Полученные результаты определения забойного давления при
наличии жидкости в продукции газа горизонтальных скважин СВГКМ и СБНГКМ представлены в табл. 2.

(1) где ®Б , SH« и S^ – безразмерные параметры, определяемые по формулам:

=0.03415-
,8ы=0,03415-
SE=0,03415
На практике, как это отмечено в работах З.С. Алиева и др. [1, 2, 3] предлагается истинное газосо-держание заменить единственным для вертикальных скважин расходным газосодержанием (Gг) по известным значениям добываемых за единицу времени жидкости и газа по формуле:
Потери давления от забоя до устья скважины №46 без учета жидкости – 4,12 МПа, а с учетом жидкости – 5,25 МПа, что на 21,5% больше. Потери давления скважины №39 без учета жидкости от забоя до устья – 4,06 МПа, а с учетом жидкости – 5,49 МПа, что на 26,04% больше.
Таким образом, из полученных результатов следует, что на величину расходного газосодержа-ния для различных участков горизонтальной скважины и на точность определения забойного давления в такой скважине и потери давления в стволе скважины, влияют такие факторы как: состав жидкости (вода+конденсат); количество жидкости, поступающей из газовых и газоконденсатных скважин; производительность горизонтальной скважи-
ны по газу и жидкости; конструкция скважины.
Таблица 1
Результаты расчета забойного давления и потерь давления с учетом жидкости в продукции по вертикальным скважинам №46 и №39 Средневилюйского месторождения
Параметр |
Обозначение |
Размерность |
Значение |
|
скв. №46 |
скв. №39 |
|||
Расход газа в рабочих условиях |
Q г.р |
тыс.м3/сут |
2,77 |
2,85 |
Плотность газа в рабочих условиях |
ρ г.р |
кг/м3 |
127,42 |
135,88 |
Объемный расход газожидкостной смеси |
Q см |
тыс.м3/сут |
472,06 |
525,1 |
Забойное давление |
Р з |
МПа |
17,97 |
19,96 |
Потери давления от забоя до устья |
∆P |
МПа |
5,07 |
5,36 |
Определение забойного давления без учета жидкости по скважинам №46, №39
Забойное давление |
Р з |
МПа |
16,92 |
18,40 |
Потери давления от забоя до устья |
∆P |
МПа |
4,02 |
3,80 |
Таблица 2
Параметр |
Средневилюйское ГКМ скв. №46 |
Среднеботуобинское НГКМ скв. №39 |
без учета жидкости |
без учета жидкости |
|
Давление на конце искривленного участка, Р з.пов |
19,87 |
20,54 |
Давление на конце вертикального участка, Р кв |
19,36 |
20,04 |
Давление на устье, Р у |
17,02 |
18,66 |
Потери давления, ΔР |
4,12 |
4,06 |
при Q ж =10 м3/сут |
при Q ж =10 м3/сут |
|
Давление на конце искривленного участка, Р з.пов |
19,78 |
21,82 |
Давление на конце вертикального участка, Р кв |
19,10 |
20,98 |
Давление на устье, Ру |
18,15 |
20,09 |
Потери давления, ΔР |
5,25 |
5,49 |
Результаты определения потерь давлений в горизонтальной скважине
Список литературы Учет потерь давления по стволу скважины в условиях разработки месторождений Западной Якутии
- Алиев З.С., Котлярова Е.М., Самуйлова Л.В., Мараков Д. А. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 228 с.
- Алиев З.С., Мараков Д.А. Теоретические и технологические основы применения горизонтальных скважин для освоения газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Издательский дом «Недра», 2014. 450 с.
- Александрова Е.М., Инякина Е.И., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Результаты изучения пластовых флюидов газонефтяных залежей Ботуобинского горизонта//Академический журнал Западной Сибири. 2018. № 4 (75). С. 42-43.
- Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.
- Грачев С.И., Краснова Е.И., Инякин В.В. Прогнозирование добычи конденсата в рамках контроля за разработкой газоконденсантых залежей//Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10, № 6 (55). С. 9-12.
- Инякин В.В., Иноземцева А.А., Краснов И.И., Зотова О.П. Современные технологии повышения производительности скважин, эксплуатирующие газовые и газоконденсатные залежи/Материалы конференции: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. 2015. С. 158-163.
- Иванова М.С., Инякина Е.И., Краснов И.И., Инякин В.В. Влияние горно-геологических условий на отработку запасов углеводородов//Горный журнал. 2019. № 2. С. 10-12.
- Краснова Е.И., Саранча А.В. Прогноз пластовых потерь углеводородов в условиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений//Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1-1. С. 207.
- Краснов И.И., Михеева В.А., Матвеева М.В. Экспериментальные исследования фазового поведения многокомпонентных газоконденсатных систем//Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2006. № 2. С. 21-26.
- Краснов И.И., Островская Т.Д., Краснова Е.И. и др. Особенности прогнозирования конденсатоотдачи на оборудовании фирмы Chandler Engineering//Академический журнал Западной Сибири. 2012. № 6. С. 64-65.
- Иноземцева А.А., Инякин В.В., Краснов И.И. и др. Мероприятия по увеличению производительности скважин и ограничению притока пластовых вод.//Мат. Конференции: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. 2015. С. 90-94.
- Краснов И.И., Томский И.С., Инякин В.В. Методы изучения фазовых процессов при разработке газонефтеконденсатных месторождении//Академический журнал Западной Сибири. 2014. Т. 10, № 6 (55). С. 13-15.
- Краснов И.И., Островская Т.Д., Матвеева М.В. Особенности выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов на месторождениях Крайнего. Севера//Академический журнал Западной Сибири. 2018. Т. 14, № 4 (75). С. 57-59.
- Яворский М.М., Курдоглян А.М., Паньшин Г.А., Томская В.Ф.Анализ текущего фонда скважин на Мессояхском месторождении//Академический журнал Западной Сибири. 2017. Т. 13, № 4 (71). С. 15-16.