автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Определение оптимальных условий движения газожидкостных смесей в системе забой-выкидная линия (применительно к фонтанным и газлифтным скважинам)

ВВЕДЕНИЕ

I. РАСЧЁТЫ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В РАЗЛИЧНЫХ ЭЛЕМЕНТАХ СИСТЕМЫ СКВАЖИНЫ

1. Постановка задачи

2. Выбор методики расчёта движения газожидкостной смеси в вертикальных трубах для условий месторождения Алдё

2.1. Обзор методов расчёта многофазного движения в вертикальных трубах

2.2. Основные уравнения расчёта перепада давления

2.3. Классификация структур потока

2.4. Методы определения плотности газожидкостной смеси

2.5. Определение потерь на трение и ускорение

2.6. Численное решение уравнения движения двухфазного вертикального потока

2.7. Выбор методики расчёта двухфазного течения в вертикальных трубах

2.7.1. Анализ методик расчёта

2.7.2. Определение оптимальной методики расчёта для условий Алдё

3. Выбор методики расчёта перепада давления при движении газожидкостной смеси в штуцере

3.1. Расчётные методики

3.1.1. Методика Джилберта

3.1.2. Методика ГужоЕа, А.И.

3.1.3. Методика Поэтмана и Бека

3.1.4. Методика Эшфорда

3.2. Выбор методики для условий месторождения Алдё

4.Выбор методики расчёта перепада давления при движении газожидкостной смеси в выкидной линии

4.1. Обзор методов расчёта

4.2. Расчёт перепада давления при движении горизонтального многофазного потока для условий месторождения Алдё

II. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ СКВАЖИНЫ И РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ НА ЭВМ

1. Введение

2. Описание взаимодействия отдельных гидравлических элементов системы

2.1. Определение совместной работы элементов

2.2. Обобщение результатов

3. Моделирование фонтанной нефтяной скважины

3.1. Определение максимального дебита фонтанной скважины

3.2. Влияние устьевого штуцера на работу фонтанной • скважины.

4. Моделирование работы газлифтной скважины

III. ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДИК ДЛЯ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННЫХ И РАЗЛИЧНЫХ

СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ АЛДЁ

1. Введение

2. Определение оптимальных условий работы фонтанных скважин

2.1. Анализ работы фонтанных скважин

2.2. Вы в о д ы

3. Определение оптимальных условий работы скважин при газлифтном способе эксплуатации

3.1. Состояние газлифтной эксплуатации на месторождении Алдё

3.2. Расчёты газлифтных скважин месторождения

3.3. Вы в о д ы.

Нефтяная и газовая промышленность играют значительную роль в удовлетворении всё возрастающих потребностей венгерского народного хозяйства в энергии. Нефтяники и газовики ежегодно да3 ют стране 2 млн. т нефти, 700 тысяч м газоконденсата и 6,9 млрд. 3 м природного газа. Но такое количество является недостаточным для удовлетворении потребностей промышленности. Дружеская помощь Советского Союза обеспечивает нужное количество нефти и газа. В прошлом году наша страна импортировала из Советского Союза 6,5 млн. т нефти, 1,5 млн. т газоконденсата и 3,5 млрд. м^ природного газа.

В последние десятилетия решающая часть венгерской неф. -тедобычи обеспечена месторождением Алдё. Месторождение Алдё находится в южной части страны, близи границы с Югославией, недалеко 9 от города Сегеда. Его территория примерно 72 км . Это месторождение является многопластовым, но примерно 85% запасов нефти и газа находится в так называемых верхнепаннонских залежах. Глубина за-лежания продуктивных пластов достигает 1730-2180 м.

Все продуктивные пласти месторождения Алдё являются водонапорными системами, имеющими большую газовую шапку. После пробкой эксплуатации месторождения, началась его разработка с одновременной закачкой воды в газовую шапку и под водонефтяной контакт. Это позволило разрабатывать месторождение при минимальном подении пластового давления.

С 1965-го года, т.е. с начала эксплуатации месторождения до настоящего времени на месторождении Алдё /было. добыто примерно

3 о

20 млн. м нефти и 4,7 млрд. м газа. На месторождении пробурено 750 скважин, функции которых разны. Число скважин, эксплуатиру

- б ющих два горизонта 270.

В начале разработки месторождения скважины работали фонтанным способом, но из-за увеличения обводнения стало необходимым применение газлифтного способа эксплуатации. Применение этого способа началось в 1977-ом году. В наши дни газлифтный способ эксплуатации является определяющим, так как 60% добычи жидкости осуществляется этим способом.

Поддержание добычи нефти на месторождении Алдё на существующем уровне связано с расширением и совершенствованием газлифтного способа эксплуатации. Кроме того для достижения этой цели необходима оптимизация работы фонтанных и газлифтных скважин. Выбор темы диссертации связан с решением этой задачи.

Основной целью диссертации является определение оптимальных условий работы скважин при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации на месторождении Алдё. Для достижения данной цели надо было решать целый ряд проблем. В первую очередь надо было определить самые точные в условиях месторождения Алдё методики расчёта движения многофазных смесей. Наиболее важно было рассчитать с достаточной точностю вертикальное движение многофазного потока в трубах, так как большая часть перепада давления тратится при движении газожидкостной смеси в колонне НКТ. Приемлемые методики расчёта определялись также для движения многофазного потока в штуцере и выкидных линиях путём сравнения фактических промысловых данных с расчётными по рассмотренным методикам. Расчёты производились на ЭВМ, по программам разработанным на языке ФОРТРАН--IV.

Следующей задачей была разработка расчётной методики для определения совместной работы гидравлической системы пласт-скважина-выкидная линия-сепаратор. Дальнейшее развитие основных принципов А.П. Крылова дало возможность решения данного вопроса. После теоретического обоснования отдельных задач /фонтанная скважина без штуцера и с штуцером, скважина при газлифтном способе эксплуатации/ разрабатывались программы на язфке ФОРТРАН-IV для решения их на ЭВМ.

Применение подробно описанных расчётных методик в условиях месторождения Алдё представлено в последней главе диссертации. Используя данные работающих фонтанных скважин доказывается, что применяемый диаметр НКТ в условиях месторождения Алдё является во многих случаях больше оптимального. Внедрение оптимального диаметра не только уменьшает расход труб, но и увеличивает дебит скважин. В случае скважин при газлифтном способе эксплуатации разработанные программы на ЭВМ позволяют для каждой скважины определить оптимальный расход нагнетаемого газа. Оптимальным называется расход газа, при котором обеспечивается максимальный дебит жидкости из скважины.

На месторождении Алдё, на предприятии НКФВ началось применение разработанных в диссертации расчётных методик. В результате внедрения методик улучшаются экономические показатели нефтедобычи на месторождении Алдё, особенно при газлифтном способе эксплуатации. Расчёты оптимального расхода нагнетаемого газа для отдельных скважин позволяют оптимизировать распределение суммарного расхода газа между скважинами. Таким образом, эксплуатационные затраты уменьшаются, и это улучшает экономичность добычи на месторождении, так как основная часть добычи жидкости осуществляется скважинами при непрерывном газлифтном способе эксплуатации.

I. РАСЧЁТЫ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В РАЗЛИЧНЫХ ЭЛЕМЕНТАХ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ СКВАЖИНЫ

I. Постановка задачи

При работе нефтяной скважины жидкость и газ, поступающие.из пласта в скважину, поднимаются на поверхность через разные виды оборудования. Гидравлическими элементами системы могут являться: НКТ, забойный штуцер, забойный отсекатель, штуцер, выкидная линия и сепаратор. Так как эти элементы гидравлически связаны, описание работы скважины как системы нужно основывать на анализе характеристик отдельных основных элементов.

Поэтому в настоящей главе диссертации отдельно исследуются элементы гидравлической системы нефтяной скважины. Для всех элементов производится анализ возможных методик расчёта перепада давления, и используя промысловые данные, выбираются оптимальные методы для условий нефтяного месторождения Алдё. Исследованными гидравлическими элементами являются: НКТ, устьевой или забойный штуцер, забойный отсекатель и выкидная линия. Характеризуя пласт, мы не занимаемся подземной фильтрацией, считая, что индикаторная кривая является достаточной характеристикой. Индикаторная кривая определяется на основе промысловых измерений.

В связи с большим удельным весом гидравлических потерь в вертикальных трубах по ср^ению с остальными элементами системы скважины, и в частности для условий месторождения Алдё, большое внимание в работе уделено анализу методик расчёта движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах. Точность и степень надёжности моделирования работы нефтяных скважин зависят, в основном, от точности расчёта перепада давления в НКТ.

Цель настоящей главы заключается в выборе расчётных методик для всех перечисленных гидравлических элементов, характеризующих точнее всего параметры движения в исследуемых условиях. Применение в последующих частях диссертации выбранных методик позволяет производить моделирование работы нефтяной скважины и определение её оптимальных параметров с достаточной точностью.

9В воды

9Н1 нефти перед штуцером газа перед штуцером ip истинное газосодержание газожидкостного потока,

6 рассеяние, %

6 поверхностное натяжение, Н/м

1. Versluys, J.: Mathematical development of the theory of flowing oil wells. Trans. A1.E 86 /193о/, 192-2o8.

2. Moore, T.V. Wilde, H.D.,Jr.: Experimental measurement of slippage in flow through vertical pipes. Trans. AIME 92 /1931/, 296-319.

3. А.П. Крылов: Расчёт подъёмников для эксплуатации компрессорных и фонтанных скважин. Нефтяное Хозяйство, 2/1934. с.24ооии *

4. И.М. Муравев } А.П. Крылов: Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, Москва. 1949.

5. Patsch Perenс, ifj.: PUggoleges ketfazisu Aramlas nyomasviszonyinak vizsgalata. KF ± /1971. dec./, 371-373.

6. В.Г. Багдасаров: Теория, расчёт и практика эргазлифта. Гостоптехиздат, Москва. 1947. с.371.

7. Poetmann, Р.Н. Carpenter, P.G.: The multiphase flow of gas, oil and water through vertical flow strings. DPP /1952/, 257-317.

8. Baxendell, Р.Б. Thomas, R.: The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells. JPT /Oct. 1961/, 1о23-1о28.

9. Fancher, G.H.,Jr. Brown, K.E.: Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing. SPEJ /March 1963/, 5969.

10. Ros, N.C.J.: Simultaneous flow of gas and liquid as encountered in well tubing. JPT /Oct. 1961./, 1о37-1о49.

11. Duns, H.,Jr. Ros, U.C.J.: Vertical flow of gas and liquidmixtures in wells. Proc. 6th World Petri. Congress. Frankfurt, 1963. Sect. II. 451-465.

12. Hagedorn, A.R. Brown, K.E.: The effect of liquid viscosity in two-phase vertical flow. JPT /Febr. 1964/, 2o3-21o.

13. Hagedorn, A.R. Brown, K.E.s Experimental study of pressure gradients occuring during continuous two-phase flow in small diameter vertical conduits. JPT /April. 1965./, 475-484.

14. Orkiszewski, J.: Predicting two-phase pressure drops in vertical pipe. JPT /June, 1967./, 829-838.

15. Chierici, G.L. Ciucci, G.M. - Sclocchi, G.: Two-phase vertical flow in oil wells-prediction of pressure drop. JPT /Aug. 1974./, 927-938.

16. Aziz, K. Govier, G.W. - Fogarasi, M.: Pressure drop in wells producing oil and gas. JCPT /July-Sept. 1972./, 38-48.

17. Beggs, H.D. Brill, J.P.: A study of two-phase flow in inclined pipes. JPT /May, 1973./, 6o7-6l7.

18. P.C. Андриасов В.А. Сахаров: Уравнение движения газожидкостного потока в вертикальных трубах. Тр. МИНХ и ГП Вып. 129. Москва, 1977. с.78-81.

19. Ш.К. Гиматудинов: Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Недра, Москва. 1978. с.356.

20. Griffith, Р. Wallis, G.B.: Two-phase slug flow. J. Heat Transfer, Trans. ASME 8£ /Aug. 1961./, 3o7-32o.

21. Govier, G.W. Radford, B.A. - Dunn, J.S.C.: The upward vertical flow of air-water mixtures. Part 1. Canadian J. of Chemical Engineering, £5 /1957/, 58-7o.

22. Dukler, A.E. Baker, 0. - Cleveland, R.L. - Hubbard, M.G. -- Wicks, M., III.: Gas-liquid flow in pipelines. Part 1.

23. Monograph KX-28, Univ. of Houston, 1969.

24. P.C. Андриасов, В.А. Сахаров: Методы определения расходной газонасыщенности в скважинах. Тр. МИНХ и ГП Вып. 99. Москва, Недра. 1972. с. 33-39.

25. В.Г. Г'рон, В.Н. Кулагин: 0 некоторых методах расчёта процесса движения газонефтяных смесей в скважинах. Тр. МИНХ и ГП Вып. 129. Москва, с. 93-107.

26. Griffit, P.: Two-phase flow in pipes. Chapter 9, Developments in heat transfer. /Special summer program/ Massachusetts In-situte of Technology, Cambridge, Mass . 1962. 261-292.

27. Zuber, Ж. Staub, F.W. - Bijwaard, G. - Kroeger, P.G.: Steady-state and transient void fraction in two-phase flow systems. Report EURAEC-GEAP-5417. 1. /Jan.1967./

28. Wallis, G.B.: One-dimensional two-phase flow. McGraw-Hill Book Co., New York, 1969.

29. Nicklin, D.J. Wilkes, J.O. - Davidson, J.P.: Two-phase flow in vertical tubes. Trans. Instn. Chem. Engrs. 4o. /1962./ 60-68.

30. P.C. Андриасов, В.А. Сахаров: Определение потерь на трение и скольжение в нефтяной скважине. Тр. МИНХ и ГП Вып. 129. Москва, 1977. с. 81-87.

31. Moody, L.P.: Fiction factors in pipe flow. Trans. ASME 66 /1944./ 671-684.

32. B.E. Влюшин, Г.В. Пантелеев: Решение дифференциальных уравнений, описывающих распределение давления и температуры по колонне труб, и определение скорости отложения парафина. Тр. МИНХ и Гй. Вып. 99. Москва. Недра, 1972. с. 8-20.

33. Espanol, J.H. Holmes, C.S. - Brown, K.E.: A comparison ofexcisting multiphase flow methods for the calculation of pressure drop in vertical wells, SPE Preprint No.2553 /1969./

34. McLeod, W.E. Anderson, D.L. - Day, J.J.: A comparison in vertical two-phase computation techniques. ASE3E paper 72--Pet-38 /1972./

35. Lawson, J.D. Brill, J.P.: A ststistical evaluation of methods used to predict pressure losses for multiphase flow in oilwell tubing, J.P.T. 8/1974. 9o3-914.

36. Vohra, J.R. Robinson, J.R. - Brill, J.P.: Evaluation of three new methods for predicting pressure losses in vertical oil-well tubing. J.P.T. 8/1974. 829-832.

37. Browne, E.J.P.: Practical aspects of predicting errors in two-phase pressure-loss calculations. J.P.T. 4/1975. 515-522.

38. Г.В. Пантелеев, Б.В. Щитов, 0.JI. Игнатьева: Определение давления в насосно-компрессорных трубах на примере скважин Туй-мазинского месторождения. Нефтепромысловое Дело, 7/1975.с. 13-19.

39. Takacs G.: Ketfazisu ftiggoleges aramlasi elm£letek alkalmaz-hatdsaganak vizsgalata. BKF Koolaj es Foldgaz, 1/1977. 16--2o.

40. Takacs G.: Evaluation of ten methods used for prediction of pressure drop in oil wells. Oil Gas-European Magazine. 11/1984. 44-51.

41. Gilbert, W.E.: Plowing and gas-lift well performance. DPP 1954. 126-157.

42. А.И. Гужов, З.Ф. Медведев: Истечение газожидкостного потока через цилиндрические насадки. Нефтяное Хозяйство, 9/1966.с. 59-61.

43. А.И. Гужов, В.Ф. Медведев: Определение расхода газожидкостной смеси. ИВУЗ Нефть и Газ 12/1966. с.75-78.

44. А.И. Гужов, В.Ф. Медведев: Критическое истечение газонефтяных смесей через устьевые штуцера. Нефтяное Хозяйство 5/1968. с. 47-52.

45. Poettmann, F.H. Beck, R.L.: New charts developed to predict gas-liquid flow through chokes. WO larch 1963. 95-lol.

46. Asford, P.E. Pierce, F.E.: Determining multiphase pressure drops and flow capacities in down-hole safety valves. JPT 9/1975. 1145-1152.

47. B.A. Сахаров, Г. Такач: Точность расчётов параметров газожидкостного подъёмника. Нефтяное Хозяйство, 4/1984. с.55-58.

48. Р.С. Андриасов, В.А. Сахаров: Движение газожидкостных смесей в колонне насосно-компрессорных труб. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча Нефти. Недра. Москва, с.78-82.

49. Lockhart, R.W. Martinelli, R.C.: Proposed correlation of data for isothermal two-phase, two-component flow in pipes. Chem.Eng. Progress 1 39-48. /1949./

50. Г.Э. Одишария: Некоторые закономерности газожидкостных течений в трубах. Нефтяное Хозяйство 9/1966. с.54-59.

51. А.И. Гужов, В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария: A study of transportation in gas-liquid systems, loth Int.Gas Conference, Hamburg,1967.

52. Dukler, A.E.: Gas-liquid flow in pipelines, I.Research results. Monograph KX-28 API-AGA /1969./

53. Mandhane, J.M. Gregory, G.A. - Aziz, K.: Critical evaluation of holdup prediction methods for gas-liquid flow in horizontal pipes. JPT lol7-26. /1975./

54. Mandhane, J.M. Gregory, G.A. - Aziz, K.: Critical evaluation of friction pressure-drop prediction methods for gas-liquid flow in horizontal pipes. JPT 1348-58. /1977./

55. Mandhane, J.M. Gregory, G.A. - Aziz, K.: A flow pattern map for gas liquid flow in horizontal pipes. Int.J. Multiphase Plow 537-53 /1974./

56. Hughmark, G.A.: Holdup in gas-liquid flow. Chem.Eng. Prog. 4/1962. c. 62-5.

57. Chenowelth, J.M. Martin, M.W.: Pressure drop of gas-liquid mixtures in horizontal pipes. Petr.Eng. April C-42,44,45 /1956./

58. Agrawal, S.S. Gragory, G.A. - Govier, G.W.: An analysis of horizontal stratified two-phase flow in pipes. C.J.Chem. Eng. 6/1973. c.28o-6.

59. Chawla, J.M.: Fliissigkeitsinhalt in Rohren fiir Fliissigkeits Gas-Gemische bei der Zweiphasen-Stromung. Chemie-Ing. Techn. 5-6. 328-3o. /1969./

60. А.П. Силаш: Добыча и транспорт нефти и газа. Недра, Москва. 1980.

61. Nind, Т.Е.W.:principles of oil well production. 2nd Ed. McGraw-Hill Book Co., 1981.

62. Г.Д. Савенков, И.Г. Савенков: 0 закономерностях совместной работы пласта и подъёмника при эксплуатации нефтяных скважин. ИВУЗ Нефть и Газ, 2/1973. с.31-35.

63. Takacs G. Szilas А.P. - Szaharov, V.A.: Szenhidrogenkutak mukod^senek hidraulikai elemzese. BKL Koolaj es Foldgaz, 5/1984. c.129-136.n P И Л О К Е Н И Я

64. Параметры работы фонтанных сква::-:ин месторождения Алдё.

65. No. СКВ. L d q Н q г РУ Рз ТУ Тз

66. Расчётные результаты по различным методикам при определении оптимальной в условиях месторождения Алдё методикой вертикального многофазного потока.

67. Но. Крылов, А.П. Поэтман-Карпентер Еексендел-Томас Фенчер-Браун Данс-Рос

68. Рз Рз 6 Рз (5 Рз 6 Рз <5"

69. Расчётные'результаты, по различным методикам при ог зделении оптимальной в условиях месторождения Алдё методикой вертикального многофазного потока.

70. Хагедорн-Браун Оркишевский Киеричи Азиз Беггс-Бтэилл

71. Ло. Рз , . J Рз § Ря 6 Р., 6 Рз с5