Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

РЕФЕРАТ

по дисциплине "Технологии производств в отрасли"

на тему

Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

Выполнил: И.И. Аскаров

студент гр. АГз-09-01

Проверил: ст. преподаватель

С.Б. Харина

• Уфа, 2012

• СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Многофазный поток в газовой скважине

1.2 Почему жидкость скапливается в скважине

1.3 Проблемы, вызываемые скоплением жидкости

1.4 Методы удаления жидкости

1.5 Источник жидкости в газодобывающей скважине

1.5.1 Образование конуса обводнения

1.5.2 Вода из водоносной зоны

1.5.3 Приток воды из другой зоны

• 1.5.4 Несвязанная пластовая вода
• 1.5.5 Конденсационная вода
• 1.5.6 Углеводородные конденсаты
• 2. ВЫЯВЛЕНИЕ СИМПТОМОВ СКОПЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
• 2.1 Предисловие
• 2.2 Существование скачков давления на устье скважины
• 2.3 Анализ кривой снижения добычи
• 2.4 Потери давления в лифтовой колонне при росте давления в затрубном пространстве
• 2.5 Измерения давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне
• 2.6 Контроль работы скважины
• 2.7 Подъем уровня жидкости в затрубном пространстве
• 2.7.1 Цикл подъема уровня жидкости в скважине
• 2.7.2 Управление циклом подъема уровня жидкости
• 2.8 Прекращение выноса жидкости
• РЕЗЮМЕ
• СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


ВВЕДЕНИЕ

Скопление жидкости в газовой скважине происходит при неспособности добываемого газа выносить ее из ствола, что приводит к снижению добычи и сокращению срока службы скважины.

Настоящая книга посвящена диагностике и эксплуатации газовых скважин, в которых наблюдается скопление жидкости на забое. Книга содержит материалы о методах и средствах диагностики проблем, возникающих из-за скопления жидкости, и дает рекомендации по более эффективной эксплуатации скважин путем уменьшения пагубного влияния скопления жидкости на добычу газа.

Эта книга может служить учебным пособием по возможным и часто используемым методам эксплуатации газовых скважин в условиях скопления жидкости на забое. Скопление жидкости может стать проблемой как для высокодебитных, так и малодебитных скважин, и зависит от диаметра труб, устьевого давления и количества жидкости, добываемой вместе с газом. Из этой книги вы узнаете:

• Как выявить скопление жидкости

• Как смоделировать скопление жидкости в газовой скважине

• Как спроектировать газовую скважину, чтобы минимизировать влияние скопления жидкости

• Какие средства доступны для проектирования и анализа работы газовых скважин в условиях скопления жидкости.

• Каковы наилучшие методы минимизации влияния жидкости в газовых скважинах с низкой скоростью потока; в чем заключаются преимущества и недостатки этих методов.

• Как и почему следует использовать различные механизированные способы удаления жидкости.

• Что следует принимать во внимание при выборе способа удаления жидкости.

1. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩИХСЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Многофазный поток в газовой скважине

Чтобы понять, как проявляет себя жидкость в газовой скважине, необходимо знать, как жидкая и газовая фазы взаимодействуют между собой при течении в трубах.

Для многофазного потока в вертикальной трубе обычно различают четыре основных режима течения (рис. 1.1). Режим течения определяется скоростями газообразной и жидкой фаз, а также относительным количеством газа и жидкости в каждой конкретной точке потока.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1.1 Режимы вертикального многофазного течения

В любой момент работы скважины проявляется один или несколько указанных режимов.

Пузырьковый режим - труба почти полностью заполнена жидкостью. Свободный газ присутствует в виде маленьких пузырьков, поднимающихся в жидкости. Жидкость контактирует с поверхностью стенок, а пузырьки лишь уменьшают ее плотность.

Неточный режим - пузырьки газа расширяются и сливаются в более крупные пузырьки, а затем - в пробки. Жидкость все еще остается непрерывной фазой. Пленка жидкости вокруг пробки может стекать вниз. Как газ, так и жидкость существенно влияют на градиент давления.

Переходный четочно-кольцевой режим - поток изменяется с переходом от течения с непрерывной жидкой фазой к течению с непрерывной газовой фазой. Некоторое количество жидкости может переноситься в виде капелек в потоке газа. Хотя градиент давления определяется газом, влияние жидкости все еще остается существенным.

Режим кольцевой с туманом - газовая фаза непрерывная, и большая часть жидкости переносится газом в диспергированном виде. Хотя стенка трубы покрыта тонкой пленкой жидкости, градиент давления определяется главным образом потоком газа.

Рис. 1.2 Изменение режимов течения в газовой скважине со временем

В течение срока службы газовой скважины возможно возникновение некоторых или всех описанных выше режимов течения. На рис. 1.2 показана эволюция характера течения в типичной газовой скважине с начала эксплуатации до окончания срока службы. Предполагается, что низ лифтовой колонны не доходит до середины интервала перфорации и на этом участке пласт перекрыт обсадной колонной.

Первоначально скважина может иметь высокий дебит газа, так что в лифтовой колонне существует режим течения газа с диспергированными капельками жидкости. Однако в зоне между низом лифтовой колонны и серединой интервала перфорации режим течения может быть и пузырьковым, и переходным, и четочным. Со временем, в результате снижения дебита и уменьшения скорости движения газа, режимы течения от перфорационных отверстий до поверхности будут изменяться. По мере снижения дебита газа, дебит жидкости может увеличиваться. Режим течения газа с диспергированными капельками жидкости будет сохраняться до тех пор, пока условия не изменятся так, что начнет проявляться переходный режим. В это время работа скважины будет нестабильной в связи с переходом к четочному режиму по мере снижения скорости течения газа. Этот переход часто сопровождается заметным ускорением темпа падения добычи. Ближе к забою скважины режим течения может быть пузырьковым или четочным, даже если на поверхности наблюдается устойчивый поток газа с диспергированными капельками жидкости.

В конце концов, при дальнейшем уменьшении расхода газа не- установившийся четочный режим течения стабилизируется, обеспечивая при этом довольно устойчивый дебит. Это происходит, когда скорость газа слишком мала, чтобы выносить жидкость на поверхность, и он просто поднимается в виде пузырьков по неподвижному столбу жидкости.

Если не принимать никаких мер, производительность будет продолжать снижаться, пока скважина не заглохнет. Течение газа в скважине, в которой существуют условия для скопления жидкости, может сохраняться в течение длительного времени; газ будет подниматься сквозь жидкость, не вынося ее на поверхность [1].

1.2 Почему жидкость скапливается в скважине

Когда газ движется к поверхности, при достаточно высокой скорости он выносит на поверхность и жидкость. Высокая скорость газа обеспечивает режим течения, в котором жидкость находится в мелкодисперсном состоянии. Это приводит к низкой объемной доле жидкости в потоке в лифтовой или эксплуатационной колонне и малым потерям давления, вызываемым гравитационной составляющей течения.

По информации Междуштатной нефтегазовой координирующей комиссии (Interstate Oil and Gas Compact Commission), в 2000 г. средняя производительность каждой из 411 793 малодебитных нефтяных скважин в США составляла 2,16 брл/сут нефти, а 223 707 малодебитных газовых скважин - 15,4 тыс. фут³/сут газа, приведенного к стандартным условиям. Для малодебитных газовых скважин, работающих на пределе рентабельности, от оптимизации и сокращения объема скапливающейся жидкости может зависеть продолжение или прекращение эксплуатации. Скопление жидкости проявляется не только в малодебитных скважинах; в газовых скважинах с большим диаметром лифтовой колонны и (или) высоким устьевым давлением также может происходить скопление жидкости, даже при высоких дебитах.

Фонтанирование скважины с высокой скоростью течения газа может сопровождаться значительными потерями давления, вызванными трением; однако при высоких дебитах газа потери давления, вызываемые столбом жидкости в стволе скважины, относительно малы. Далее в настоящей книге эта тема будет рассмотрена более подробно.

Когда скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает падать, скорость движения жидкости, выносимой газом, снижается еще быстрее. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование в трубах жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое накапливается жидкость. Все это увеличивает долю жидкости в потоке при работе скважины. Увеличение объема жидкости в эксплуатационной колонне действующей скважины может уменьшить ее производительность либо полностью остановить добычу газа.

В немногих газовых скважинах добывается совершенно сухой газ. В определенных условиях жидкость может образовываться непосредственно в стволе газовой скважины. При снижении температуры и давления потока газа к поверхности из него могут конденсироваться как углеводороды (конденсат), так и вода. В некоторых случаях жидкость может попадать в ствол скважины в результате притока воды из подстилающего водоносного горизонта или других источников.

Большинство методов, используемых для удаления жидкости из газовых скважин, не зависят от источников поступления жидкости. Однако, если рассматриваемый метод изначально предназначен для решения проблем, вызываемых конденсацией, мы должны быть уверены в том, что именно конденсация является источником скопления жидкости. В противном случае проблема решена не будет [1,2].

1.3 Проблемы, вызываемые скоплением жидкости

Скопление жидкости может привести к хаотичному четочному режиму течения и снижению производительности скважины. Если жидкость непрерывно не удалять, скважина может заглохнуть или работать с дебитом ниже возможного.

Если скорость газа достаточно высокая, чтобы непрерывно выносить большую часть или всю жидкость, пластовое давление и дебит скважины будут находиться в режиме устойчивого равновесия. Скважина будет работать с дебитом, который можно рассчитать с помощью графической зависимости между забойным давлением и притоком в скважину.

Если скорость газа слишком мала, градиент давления в лифтовой колонне увеличивается из-за накопления жидкости, приводящего к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт темп притока газа в скважину снижается и может не обеспечить так называемой «критической скорости течения газа», необходимой для непрерывного удаления жидкости. В стволе скважины будет накапливаться больше жидкости, и повышение давления на забое приведет к снижению добычи газа или глушению скважины.

К концу срока эксплуатации скважины уровень жидкости может находиться выше перфорационных отверстий, и газ в виде пузырьков будет подниматься через ее толщу к поверхности. При этом добыча газа ведется с низким, но устойчивым дебитом, и жидкость до устья не доходит. Если анализировать работу скважины без учета ее предыстории, можно предположить, что это просто малодебитная газовая скважина, никакого скопления жидкости на забое не происходит.

Во всех газовых скважинах (независимо от их заканчивания на высоко- или малопроницаемые пласты), в продукции которых присутствует жидкость, по мере истощения залежи, в конце концов, будет происходить скопление жидкости. Если скорость газа мала, то это явление может наблюдаться даже в скважинах с очень высоким газожидкостным фактором и низким дебитом жидкости. Это состояние типично для газовых скважин, вскрывающих плотные малопроницаемые пласты, работающих с низким дебитом и характеризующихся низкой скоростью газа в лифтовой колонне. Некоторые скважины после закачивания могут обеспечивать значительный дебит газа по трубам большого диаметра, однако при этом в них существует столб жидкости с самого первого дня эксплуатации. Проблеме скопления жидкости и обсуждению производственных задач и решений посвящены работы Ли и Тайге, а также Либсона и Генри [1,2].

1.4 Методы удаления жидкости

Некоторые возможные методы удаления жидкости из газовых скважин, обсуждаемые в данной книге, приведены в представленном ниже переработанном и дополненном перечне. Они могут быть использованы как по отдельности, так и в комбинации друг с другом. Эти методы в той или иной мере учитывают статическое пластовое давление.

Каждый из приведенных методов обсуждается достаточно подробно. Перечень не претендует на 100%-ную полноту рассмотренных методов. Такие специальные методы, как использование насосов для закачки воды ниже пакера, чтобы газ мог двигаться по межтрубному пространству, описаны в главах, посвященных откачке жидкости с помощью штанговых насосов и ЭЦН. Углубленный анализ и подробное рассмотрение определенных экономических аспектов не проводятся.

Оптимальным считается метод, являющийся наиболее экономичным в течение самого длительного периода эксплуатации. Критерии выбора оптимального метода: успешное применение его на аналогичных месторождениях, наличие оборудования у поставщиков, надежность оборудования, необходимый для эксплуатации оборудования персонал, эффективность.

Пластовое давление >1500 psi (фунт/дюйм²)

¦ Оцените оптимальные параметры естественного потока в скважине.

¦ Используйте метод узлового анализа для оценки диаметра лифтовой колонны с учетом эффектов трения и будущего скопления жидкости.

¦ Рассмотрите возможность использования гибкой колонны насосно-компрессорных труб (койлтюбинга).

¦ Оцените устьевое трубное (или буферное) давление и определите его наименьшие значения для обеспечения максимальной добычи.

¦ Рассмотрите возможность подъема газа по межтрубному пространству или одновременно по межтрубному пространству и НКТ с целью уменьшения потерь давления на трение.

Пластовое давление между 500 и 1500 psi:

¦ Такие скважины со средним уровнем давления можно эксплуатировать по колонне НКТ или межтрубному пространству относительно малого поперечного сечения и при низких устьевых давлениях, чтобы поддерживать скорости течения выше «критического» уровня.

¦ Системы низкого давления.

¦ Плунжерный лифт

¦ Лифтовая колонна малого диаметра

¦ Снижение устьевого давления

¦ Регулярное свабирование с короткими периодами притока

¦ Продувка скважины газом (экологически неприемлема).

¦ Ввод ПАВ в твердом (сброс стержней через лифтовую колонну) или жидком виде (закачка через лифтовую или обсадную колонну).

¦ Увеличение пластового давления путем закачки воды.

Давление в пласте между 150 и 500 psi:

¦ Системы пониженного давления.

¦ Плунжерный лифт - может работать с насосно-компрессорными трубами большого диаметра.

¦ Насосно-компрессорные трубы небольшого диаметра.

¦ Снижение устьевого давления.

¦ Поверхностно-активные вещества.

¦ Сифонные трубы (обычно очень небольшого диаметра).

¦ Штанговые насосы с регулятором откачки.

¦ Периодический газлифт.

¦ Струйный скважинный насос или гидропоршневой насос.

¦ Свабирование.

¦ Закачка воды в пласт для поддержания давления.

Системы с очень низким давлением (пластовое давление <150 psi):

¦ Штанговые насосы.

¦ Плунжерный лифт, в отдельных случаях.

¦ Сифонные трубы.

¦ Снижение устьевого давления.

¦ Периодический газлифт; газлифт с камерой замещения.

¦ Струйный скважинный насос или гидропоршневой насос.

¦ Свабирование.

¦ Поверхностно-активные вещества.

¦ Закачка воды в пласт для поддержания давления [3].

1.5 Источник жидкости в газодобывающей скважине

Из многих газовых скважин добывают не только газ, но конденсат и воду. Если пластовое давление падает ниже точки росы, конденсат добывается вместе с газом в жидком виде; если пластовое давление находится выше точки росы, конденсат попадает в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и переходит в жидкое состояние в лифтовой колонне или сепараторе.

Может существовать несколько источников добываемой воды.

• Вода может поступать из водоносной зоны, находящейся выше или ниже продуктивного пласта.

• Если в пласте проявляется водонапорный режим, продвигающаяся по пласту вода, в конце концов, достигнет ствола скважины.

• Вода может попадать в ствол скважины из другой продуктивной зоны, которая находится на некотором расстоянии от данного газового пласта.

• Несвязанная пластовая вода может выноситься из пласта вместе с газом.

• Вода и (или) углеводороды могут поступать в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и конденсироваться в лифтовой колонне [2].

1.5.1 Образование конуса обводнения

Если дебит газа достаточно высокий, то газ может увлекать за собой воду из подстилающей водоносной зоны, даже если она не перфорирована в скважине. В горизонтальной скважине проявляются существенно меньшие градиенты давления между газовой и подстилающей водоносной зонами; однако, при очень высоких дебитах может иметь место аналогичное явление, хотя оно обычно называется не «образованием конуса обводнения», а «подтягиванием ГВК к горизонтальной скважине» [2,3].

1.5.2 Вода из водоносной зоны

Поддержание пластового давления за счет водоносного горизонта, в конце концов, приведет к поступлению воды в ствол скважины и вызовет проблемы, связанные с накоплением жидкости на забое [2].

1.5.3 Приток воды из другой зоны

Если скважина закончена с открытым стволом или перфорировано несколько интервалов, то возможно поступление в нее воды из других интервалов. Из этой ситуации можно извлечь пользу, если водоносная зона расположена ниже газового пласта. С помощью насосов или с использованием силы тяжести воду можно подавать в эти нижележащие интервалы, что позволит газу подниматься на поверхность без проблем, связанных со скоплением жидкости [2].

1.5.4 Несвязанная пластовая вода

Каким бы ни был источник появления воды, она может поступать в ствол через перфорационные отверстия вместе с газом. Эта ситуация может быть вызвана чередованием тонких газоносных и водоносных слоев или другими причинами [2].

1.5.5 Конденсационная вода

Если в скважину поступает насыщенный или частично насыщенный газ, через перфорационные отверстия не проходит никакой жидкости, однако выше по стволу может иметь место процесс конденсации. Эта ситуация может сопровождаться развитием высокого градиента давления в лифтовой колонне, где происходит конденсация; кроме того, в зависимости от скорости течения жидкость может стекать вниз и скапливаться над перфорационными отверстиями или продуктивным интервалом [2].

Пластовое давление, фунт/дюйм

Рис. 1.3 Растворимость воды в природном газе

Каждый из нас имел возможность наблюдать процесс образования воды в результате конденсации пара в атмосфере (дождь). При любых конкретных значениях давления и температуры определенное количество водяного пара находится в равновесии с атмосферными газами. По мере снижения температуры или повышения давления количество равновесного водяного пара уменьшается, и для поддержания равновесия весь избыточный водяной пар конденсируется, образуя жидкую фазу. При повышении температуры или снижении давления свободная вода (если она имеется) испаряется, переходя в парообразную фазу для поддержания равновесия.

Аналогичным превращениям подвергается и углеводородный газ. При заданном пластовом давлении и температуре добываемый газ может содержать определенное количество водяного пара. На рис. 1.3 представлен пример растворимости воды в природном газе, выражаемой через отношение приведенных к стандартным условиям объемов воды и газа. Обратите внимание на резкое увеличение содержания воды в газе при снижении пластового давления ниже 500 фунт/дюйм^2.

Вода остается в паровой фазе до тех пор, пока температура и давление не изменятся и система окажется в области ниже точки росы. Когда это произойдет, часть водяного пара перейдет в жидкую фазу. Если конденсация происходит в стволе скважины и скорость течения газа ниже критического значения, необходимого для выноса капельной воды, жидкость будет накапливаться в стволе и на забое скважины [2].

Таблица 1.1

Растворимость воды в природном газе

Местоположение	Давление/температура, фунт/дюйм3 OF	Содержание воды в газе (в стандартных условиях), брл/млн фут3	Объем сконденсировавшейся воды из газа в лифтовой колонне, брл/млн фут3
Поверхность	150/100	0,86	-
Пласт	3500/200	0,73	0
Пласт	1000/200	1,75	0,89
Пласт	750/200	2,22	1,36
Пласт	500/200	3,17	2,31
Пласт	250/200	6,07	5,21

1.5.6 Углеводородные конденсаты

Жидкие углеводороды также могут попадать в скважину с газом в виде паровой фазы. Если пластовая температура превышает крикондентерму, в пласте жидкость отсутствует, но она может выпадать в виде капель в стволе скважины точно так же, как это происходит при конденсации водяного пара.

Если даже скорость течения газа достаточна для удаления сконденсировавшейся влаги, в том месте ствола скважины, где она впервые появилась, могут возникнуть проблемы, связанные с коррозией. Конденсированную воду можно легко идентифицировать по тому признаку, что она имеет гораздо меньшее содержание солей по сравнению с пластовой водой или вообще их не содержит. Обычно мы предполагаем, что вода, находящаяся в паровой фазе до конденсации, является чистой [2].



2. ВЫЯВЛЕНИЕ СИМПТОМОВ СКОПЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

2.1 Предисловие

Вполне вероятно, что в течение срока службы газовой скважины объем добываемой жидкости будет увеличиваться, а объем добываемого газа - уменьшаться. Такие ситуации обычно приводят к накоплению жидкости в стволе, пока скважина окончательно не заглохнет или будет наблюдаться неустойчивая ее работа с меньшим дебитом. При ранней диагностике можно минимизировать потери в добыче газа с использованием одного из многих существующих методов механизированного удаления жидкости из скважины.

С другой стороны, если скопление жидкости в стволе скважины своевременно не выявлено, жидкость может накапливаться на забое и в прискважинной зоне пласта, приводя к временным или неустранимым негативным последствиям. Поэтому крайне важно раннее выявление признаков скопления жидкости с целью предотвращения потерь в добыче газа и возможного ухудшения коллекторских свойств пласта.

В этой главе обсуждаются симптомы возникновения в газовой скважине проблем, связанных со скоплением жидкости. Особое внимание уделяется симптомам, которые можно обнаружить при проведении исследования на промысле. Хотя некоторые из них более очевидны по сравнению с другими, внимание к этим симптомам позволит при необходимости прибегнуть к более точным методам анализа скважин, описанным в последующих главах.

Следующие симптомы указывают на скопление жидкости в скважине:

• Наличие скачков давления, регистрируемых самопишущим дифманометром-расходомером.

• Неравномерная добыча и увеличение темпа снижения добычи.

• Падение давления в насосно-компрессорных трубах при росте давления в затрубье.

• При наблюдении за изменением давления по стволу скважины отмечается резкое, явно выраженное изменение градиента давления.

• Подъем уровня жидкости в затрубном пространстве.

• Прекращение выноса жидкости [4].

2.2 Существование скачков давления на устье скважины

Одним из наиболее общепринятых методов, с помощью которых можно обнаружить скопление жидкости, является регистрация промысловых данных с помощью автоматизированной системы сбора информации или двухканального самопишущего манометра. Эти устройства записывают измеряемые значения дебита газа на диафрагме во времени. Обычно, когда из скважины жидкость выносится, в стволе она не скапливается, эта жидкость присутствует в потоке газа в виде мелких капелек (дисперсной фазы) и слабо влияет на перепад давления на диафрагме. Когда же через измерительную диафрагму проходит жидкостная пробка, относительно высокая плотность жидкости приводит к возникновению скачков давления. Скачок перепада давления на диаграмме самописца обычно указывает на то, что в стволе скважины и (или) в выкидной линии начинает скапливаться жидкость, которая выходит на поверхность в виде пробок, что приводит к неустойчивой работе скважины.

Это явление демонстрируется на рис. 2.1, где показаны диаграммы двухканального самописца: изображение слева относится к скважине с нормальной добычей жидкости, выходящей в виде дисперсной фазы, а изображение справа относится к скважине, в которой начинается скопление жидкости (появляются пробки жидкости).

газовый скважина лифтовый жидкость



Диаграмма перепада давления, вычерченная самописцем

Рис. 2.1 Влияние режима течения на перепад давления на диафрагме

Когда жидкость начинает накапливаться в стволе скважины, скачки давления, регистрируемые самописцем, становятся все более частыми. В конце концов, устьевое трубное давление начинает снижаться, поскольку столб жидкости ограничивает депрессию на пласт. Кроме того, дебит газа начинает снижаться с более высоким темпом, чем предшествующая скорость падения добычи. Подобное быстрое падение добычи и уменьшение устьевого трубного давления, сопровождаемые «рваными» диаграммами двухканального самописца, являются явным признаком начала скопления жидкости.

Диаграмма расхода газа для газового месторождения -- скважина со скоплением жидкости

Рис. 2.2 Диаграмма расхода газа, демонстрирующая скопление большого количества жидкости, о чем свидетельствует присутствие жидкостных пробок

Диаграмма на рис. 2.2 отражает ситуацию со скоплением большого количества жидкости в скважине. На рис. 2.3 показана скважина, в которой ситуация со скоплением жидкости была частично улучшена, на что указывают не такие сильные и более равномерные скачки [4,5].

Диаграмма расхода газа для газового месторождения -- скважина без скопления жидкости

Рис. 2.3 Диаграмма расхода газа, отражающая во многом ослабленные признаки скопления жидкости

2.3 Анализ кривой снижения добычи

Форма кривой снижения добычи на скважине может указывать на проблемы, связанные со скоплением жидкости. Для определения общей тенденции в динамике добычи необходимо проанализировать характер кривых изменения добычи во времени. На рис. 2.4 представлены две кривые снижения добычи. Плавная кривая снижения экспоненциального типа характеризует нормальную добычу только одного газа и нормальное истощение пласта. Резко пульсирующая кривая указывает на скопление жидкости в стволе и в данном случае свидетельствует о том, что скважина заглохнет гораздо раньше, чем произойдет истощение пласта. Когда анализ кривых снижения добычи осуществляется в течение длительного периода времени, скважины, в которых происходит скопление жидкости, как правило, демонстрируют внезапное отклонение от существующей кривой к новой, имеющей более крутой наклон. В соответствии с этой новой кривой, ликвидация скважины произойдет раньше, чем это планировалось изначально; таким образом, можно провести количественную оценку запасов, не извлеченных из-за скопления жидкости. Методы удаления накопленной жидкости, описанные в данной книге, позволяют восстановить добычу и вернуться к кривой снижения добычи с первоначальным наклоном [4,5].

Кривая снижения добычи как индикатор интенсивности скопления жидкости Дебит

Рис. 2.4 Анализ кривой снижения добычи

2.4 Потери давления в лифтовой колонне при росте давления в затрубном пространстве

Если на забое скважины начинает накапливаться жидкость, то дополнительное давление столба жидкости на пласт приведет к снижению устьевого трубного давления. Кроме того, по мере увеличения отбора жидкой фазы дополнительная жидкость, выносимая газом (жидкость, наполняющая колонну), повышает градиент давления в лифтовой колонне и еще более увеличивает противодавление на пласт, тем самым уменьшая устьевое трубное давление.

В скважине, не оборудованной пакером, присутствие жидкости в лифтовой колонне проявляется в увеличении устьевого затрубно- го давления в связи с пониженным темпом притока из пласта при более высоком давлении. При поступлении из пласта в скважину газ просачивается в затрубное пространство (кольцевое пространство между лифтовой и обсадной колоннами). Этот газ, на который действует более высокое пластовое давление, вызывает повышение устьевого затрубного давления.

Таким образом, уменьшение давления в лифтовой колонне и соответствующее увеличение давления в обсадной колонне является признаком скопления жидкости. Эти эффекты иллюстрируются на рис. 2.5, показанные изменения давлений во времени могут быть и нелинейными.

Градиент давления в лифтовой колонне скважины, эксплуатируемой без пакера, можно оценить путем измерения разности трубного и затрубного давлений. В беспакерной эксплуатационной скважине свободный газ выделяется из жидкости в стволе скважины и поднимается в затрубное пространство. Уровень жидкости в работающей скважине будет оставаться у нижнего конца лифтовой колонны, за исключением случаев неустойчивого потока из скважины или утечки через негерметичные НКТ.

При неустойчивом потоке из скважины уровень жидкости в затрубном пространстве периодически поднимается выше башмака лифтовой колонны, а затем снова опускается. Тем не менее, в фонтанирующей скважине разность устьевых давлений в трубах и затрубном пространстве свидетельствует о потерях давления в лифтовой колонне. Вес столба газа в обсадной колонне легко определить расчетным путем (см. приложение С). Сравнивая разность трубного и затрубного давлений с градиентом давления сухого газа в скважине, мы можем определить более высокий градиент давления в лифтовой колонне, вызванный повышенным содержанием жидкости в этой колонне или скоплением жидкости на забое [5].

2.5 Измерения давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне

Измерения распределения динамического или статического давления по стволу являются, вероятно, самым точным методом определения уровня жидкости в газовой скважине и, следовательно, диагностики накопления жидкости в скважине. Этот метод заключается в измерении давления по длине ствола как в работающей, так и остановленной скважине. Измеряемый градиент давления напрямую зависит от плотности среды и глубины в скважине, причем для отдельно взятого флюида в статических условиях давление с глубиной изменяется почти линейно.

Поскольку плотность газа существенно ниже плотности воды или конденсата, кривая измеряемого градиента давления резко меняет наклон, когда прибор достигает уровня жидкости. Таким образом, измерение градиента давления представляет собой точный метод определения уровня жидкости в стволе скважины.

На рис. 2.6 иллюстрируется основной принцип контроля уровня жидкости путем снятия профиля давления в скважине. Темпы добычи газа и жидкости и накопление жидкости в стволе могут влиять на наклон кривых, получаемых в результате измерения давлений по стволу. Градиент давления для газа оказывается выше из-за присутствия в нем дисперсной жидкой фазы, а для жидкости - ниже в связи с присутствующим в ней газом. Уровень жидкости в остановленной газовой скважине можно также измерить с помощью акустического уровнемера.

Движение смеси в лифтовой колонне скважины, из которой добывается как жидкость, так и газ, характеризуется как сложный двухфазный поток, режим которого определяется скоростью течения и соотношением фаз. Как отмечалось выше, измеряемое распределение динамического давления в скважине с двухфазным режимом течения не обязательно должно быть линейным. Когда измеренный градиент давления не является линейным и непрерывно увеличивается с глубиной, одних только данных его измерения недостаточно для выявления скопления жидкости.

В таких случаях, чтобы определить, происходит ли накопление жидкости, может потребоваться либо повторное измерение давления в других условиях, либо использование описанных ниже методов расчета градиента давления для лифтовой колонны меньшего диаметра или для меньших значений устьевого давления. Зачастую излом кривой давления, вызванный присутствием столба жидкости в лифтовой колонне, может быть замаскирован более высокой скоростью потока в трубах малого диаметра. Дополнительные потери давления на трение в трубах малого диаметра могут «скрыть» точку перегиба, возникающую на границе двух фаз. В трубах большого диаметра потери давления на трение обычно ниже (они зависят от скорости потока), и поэтому точка перегиба на кривой изменения давления в этом случае ярко выражена. В некоторых скважинах колонна насосно-компрессорных труб состоит из труб разного диаметра. В этом случае изменение площади поперечного сечения труб может приводить к изменению режима потока в точке, где меняется площадь поперечного сечения, и, как следствие, к изменению градиента давления.

Измерение градиента давления с целью определения скопления жидкости

Градиент давления в столбе жидкости

Рис. 2.6 Схематическое изображение процесса изменения градиента давления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.7 Низкочастотные пульсации давления в газовой скважине, из которой отбирается жидкость

При измерении градиента давления изменение наклона графика «давление-глубина» может произойти в том месте, где меняется площадь поперечного сечения труб, и эту ситуацию не следует путать с ситуацией,

Объем отбираемой жидкости можно оценить путем сравнения потерь давления в насосно-компрессорных трубах данной скважины и скважины, из которой добывается только (или почти) сухой газ. В фонтанирующей скважине забойное давление равно сумме потерь давления в лифтовой колонне (или в затрубном пространстве, если в нем поддерживается течение) и давления на устье скважины. Присутствие жидкости в продукции скважины всегда увеличивает градиент давления в лифтовой колонне. При низких дебитах газа увеличение потерь давления в насосно-компрессорных трубах, вызываемое присутствием жидкости, выше, чем при высоких дебитах. Зная эту разницу и уравнение притока газа из пласта, мы можем подсчитать, насколько увеличится дебит при снижении дополнительного давления, вызванного скоплением жидкости [5].



2.6 Контроль работы скважины

Существует метод отображения минимального давления фонтанирования (и дебита газа, вызывающего эрозию скважинного оборудования) непосредственно на кривой устьевого давления. Эти кривые помогают выявить ситуацию, когда скопление жидкости (или существование дебита газа, вызывающего эрозию) может привести к снижению добычи. Разработана методика наложения кривых, посредством которой генерируется «типовая кривая» минимального давления фонтанирования для всего месторождения или применительно к рабочим условиям в отдельных частных случаях [4].

2.7 Подъем уровня жидкости в затрубном пространстве

В некоторых газовых скважинах без пакеров наблюдаются низкочастотные пульсации давления, которые могут продолжаться в течение нескольких часов или дней. Эти пульсации указывают на накопление жидкости в стволе скважины и в ряде случаев сокращают добычу более чем на 40%. На рис 2.7 схематически изображены пульсации, которые могут возникнуть в типичной газовой скважине без пакера.

Описание этого процесса дает Гилберт. Процесс по существу характеризуется низким дебитом при высоком уровне жидкости в затрубном пространстве. Затем в течение непродолжительного периода наблюдается высокий дебит при низком уровне жидкости в затрубье, в результате чего газ быстро выходит из скважины и происходит потеря части пластового давления, поскольку жидкость вместе с газом не выносится. Хотя повышение содержания жидкости в потоке в лифтовой колонне не приводит к скоплению жидкости, самопроизвольные пульсации уровня жидкости и давления газа в затрубном пространстве могут значительно уменьшить добычу.



2.7.1 Цикл подъема уровня жидкости в скважине без пакера

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.8 Управление нестабильно работающей скважиной с помощью регулятора на поверхности (ТР -- трубное давление; СР -- затрубное давление)

Цикл подьема уровня жидкости в затрубном пространстве можно разбить на отдельные этапы (см. рис. 2.7). Описание цикла начинается с момента, когда уровень жидкости в затрубном пространстве находится на максимальной высоте.

1. Газ поступает в затрубное пространство и медленно вытесняет оттуда жидкость в лифтовую колонну, в результате в затрубном пространстве уровень жидкости снижается, а давление уменьшается.

2. Скважина все еще работает с низким дебитом, поскольку в лифтовой колонне находится «тяжелый» столб - часть поступающего пластового газа уходит в затрубное пространство, откуда накапливаемая жидкость под действием давления газа вытесняется в лифтовую колонну. Давление в затрубном пространстве уменьшается по мере того, как все больше жидкости вытесняется из него в лифтовую колонну.

3. Давление в затрубном пространстве продолжает падать. Уровень жидкости в затрубном пространстве (в результате вытеснения газом) опускается до башмака лифтовой колонны. Газ поступает в лифтовую колонну. Вес столба жидкости в ней уменьшается, так как газ из пласта теперь поднимается по НКТ и в затрубное пространство не перетекает. Жидкость из затрубного пространства больше не поступает в поток, отбираемый из скважины.

4. Благодаря течению пластового газа градиент давления в лифтовой колонне продолжает уменьшаться, приводя к снижению давления у башмака колонны и позволяя сухому газу из затрубного пространства «прорваться» в НКТ. Приток газа из пласта возрастает, в результате чего пласт в прискважинной зоне истощается гораздо интенсивнее, чем на других этапах цикла. В течение короткого периода времени скважина работает с повышенным дебитом при относительно малом количестве жидкости. Поскольку в период высокой скорости течения добыча жидкости низкая или отсутствует, энергия высокоскоростной струи расходуется впустую - в том смысле, что поток газа не выносит жидкость на поверхность.

5. Из пласта снова начинается приток жидкости, и добыча газа снижается. «Запас» газа в затрубном пространстве исчерпан. НКТ и затрубное пространство начинают заполняться жидкостью. По мере подъема уровня жидкости в затрубном пространстве туда начинает просачиваться и газ. Поскольку теперь газ поступает в затрубное пространство, градиент давления в лифтовой колонне возрастает, создавая дополнительное противодавление на пласт и снижая темп притока в скважину.

6. Жидкость все еще поступает в насосно-компрессорные трубы с большей скоростью, чем она может выноситься из них потоком газа. Жидкость продолжает накапливаться на забое скважины. Некоторое количество газа мигрирует в лифтовую колонну и затрубное пространство.

7. Темп отбора жидкости из скважины равен темпу притока жидкости из пласта. Газ продолжает перемещаться в затрубное пространство, пока давление в нем не достигнет максимального значения, и снова начнется вытеснение жидкости в лифтовую колонну. Цикл повторяется.

Хотя это явление и не относится к «скоплению жидкости» в обычном смысле, оно вызывается нестабильностью трубного и затрубного давлений и приводит к подъемам и спадам в добыче газа. Добыча жидкости из пласта в описанном выше циклическом процессе неэффективна, поскольку в части цикла, когда добывается большой объем газа, происходит очень малый вынос жидкости. В отдельных случаях представляется возможным контролировать циклическое поведение скважины ограничением темпа отбора, однако этот метод снижает также и добычу за счет увеличения среднего забойного давления [4,5].

2.7.2 Управление циклом подъема уровня жидкости

Методы управления пульсациями с поддержанием высокого среднего дебита скважины предусматривают установку скважинного пакера (с целью предотвращения миграции газа в затрубное пространство) или устьевого автоматического регулятора давления, предотвращающего повышение давления в затрубном пространстве.

Применение автоматического регулятора для подавления естественных пульсаций, вызываемых накоплением газа в затрубном пространстве, показано на рис. 2.8.

1. В начальной стадии процесса насосно-компрессорные трубы открываются за счет того, что повышается давление в затрубном пространстве и срабатывает приводной клапан. Столб газа, накопившегося в верхней части лифтовой колонны, выпускается на поверхность, и последующее уменьшение давления обеспечивает течение по этой колонне газожидкостной смеси, находившейся ниже газа.

2. По мере вытеснения жидкости из затрубного пространства, трубное давление уменьшается.

3. Когда газ из затрубного пространства начинает поступать в лифтовую колонну, трубное давление возрастает.

4. Когда давление в затрубном пространстве достигает заданного минимума, приводной клапан полностью или частично закрывает выход из НКТ, однако при этом интенсивность притока из пласта в скважину практически не снижается. Поступающие в скважину газ и жидкость проходят в затрубное пространство, эффективно его заполняя. Трубное давление продолжает расти. Затрубное давление, которое напрямую связано с количеством газа, накапливающегося в затрубном пространстве, также растет в результате притока в скважину газа и жидкости. Когда затрубное давление достигает заранее определенного максимума, приводной клапан полностью или частично открывается, и цикл повторяется.

Благодаря способности сглаживать пульсации устьевые автоматические регуляторы могут применяться для увеличения скорости течения и продолжительности фонтанирования скважин, достигших стадии подъема уровня в затрубном пространстве. Хотя применительно к отбору пластовых жидкостей этот метод менее эффективен, чем насосные системы, он представляется хорошим решением, когда нельзя реализовать другие методы добычи. Применение автоматического регулятора в скважинах с подъемом уровня жидкости может увеличить добычу и продлить срок эксплуатации скважин, не оборудованных скважинными пакерами, без проведения дорогостоящего капитального ремонта. Такие регуляторы предназначены для скважин, не оборудованных пакерами [5].

2.8 Прекращение выноса жидкости

Некоторые высокодебитные газовые скважины в течение како- го-то времени работают стабильно, обеспечивая вынос жидкости, а затем их производительность резко падает до низкого уровня. Когда добыча газа снижается, добыча жидкости может полностью прекратиться. В таких случаях скважина работает с дебитом ниже «критического», когда уже невозможен вынос жидкости на поверхность. В результате жидкость накапливается в стволе скважины, а газ поднимается сквозь ее столб в виде пузырьков. В зависимости от количества накопленной жидкости и давления скважина может либо перестать фонтанировать, либо перейти в режим работы, в котором газ будет мигрировать через жидкость, поднимаясь в виде пузырьков. В любом случае, дебит газа уменьшается до значения, при котором жидкость больше не поднимается по насосно-компрессорным трубам.

Наилучшим методом анализа такого поведения скважины является расчет минимальной критической скорости течения в насосно-компрессорных трубах или минимальной скорости газа, при которой жидкость еще выносится на поверхность. Если скорость потока значительно ниже, чем это необходимо для выноса жидкости, особенно при использовании лифтовой колонны большого диаметра, необходимо проверить, не выходит ли газ сквозь жидкость в виде пузырьков. В этой ситуации с низким дебитом возможно принятие таких мер, как откачивание жидкости из скважины, повторное заканчивание скважины с использованием насосно-компрессорных труб меньшего диаметра или спуск гибкой колонны НКТ для закачки N₂.

Для обнаружения столба жидкости в стволе скважины можно также использовать спускаемый на проволоке глубинный манометр. Эти методы будут обсуждаться в последующих главах. Если поток не вносит искажений в акустические сигналы, отражающиеся от поверхности жидкости, или если акустические импульсы создавать быстро и периодически после остановки скважины, то существует возможность применения акустического уровнемера (эхолота) [5].



РЕЗЮМЕ

В этой главе описаны некоторые симптомы, указывающие на присутствие в скважинах скопления жидкости. Эти симптомы обеспечивают раннее выявление связанных со скоплением жидкости проблем, которые могут привести к снижению добычи, а иногда способны необратимо ухудшить коллекторские свойства пласта. Для предотвращения снижения добычи эти симптомы необходимо регулярно отслеживать. В последующих главах настоящей книги будут обсуждаться методы аналитического прогнозирования проблем, связанных с возникновением скопления жидкости, и последующие восстановительные действия [4,5].



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Lea, J.F., and Tighe, R. E., «Gas Well Operation with Liquid Production», SPE 11583, presented at the 1983 Production Operation Symposium, Oklahoma City, OK, February 27-March 1, 1983.

2. Libson, T.N., and Henry, Т., «Case Histories: Identification of and Remedial Action for Liquid Loading in Gas Wells-Intermediate Shelf Gas Play», Journal of Petroleum Technology, April 1980, pp 685-693.

3. Coleman, S.B., et al, «А New Look at Predicting Gas Well Liquid Load- Up», Journal of Petroleum Technology, March 1991, pp 329-332.

4. Thrasher, Т.S., «Well Performance Monitoring: Case Histories», SPE 26181, presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, June 28-30, 1993.

5. Gilbert, W.E., «Flowing and Gas-Lift Well Performance» presented at the spring meeting of the Pacific Coast District, Division of Production, Los Angeles, May 1954, Drilling and Production Practice, pp. 126-157.

Размещено на Allbest.ru