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.
Еще
Статья научная