технологии
Расчет параметров многофазного потока в скважине при азотном освоении колтюбингом
Д.Д. ВОДОРЕЗОВ,
аспирант, ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Тюменский государственный нефтегазовый университет
М.В. ДВОЙНИКОВ,
д.т.н., доцент, профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Dvoinik72@mail.ru
В статье показан расчет параметров многофазного потока в скважине при азотном освоении колтюбингом.
THE CALCULATION OF PARAMETERS OF MULTIPHASE FLOW IN THE BOREHOLE DURING NITROGEN ASSIMILATION WITH COILED TUBING USING
D. VODOREZOV, M. DVOINIKOV, Tyumen state oil and gas University
The article shows the calculation of multiphase flow in a borehole during nitrogen assimilation with coiled tubing using Keywords: coiled tubing, multiphase flow, nitrogen assimilation
Азотное освоение нефтяных и газовых скважин с помощью кол-тюбинга занимает прочные позиции в отрасли отечественного нефтегазового сервиса. В отечественной практике данный вид скважинных операций в большинстве случаев входит в комплекс работ по интенсификации притока методами гидравлического разрыва пласта и его соляно-кислотной обработкой. Использование колтюбинга при освоении после ГРП и СКО позволяет добиться максимального эффекта от мероприятий по интенсификации, выраженно в высоком индексе продуктивности скважины, а также в минимальных временных и экологических затратах.
Высокая эффективность освоения скважин колтюбингом обусловлена рядом факторов это:
1) создание высокой и стабильной депрессии на пласт в течение длительного времени и возможность контроля данного параметра в ходе работы;
2) минимальные временные затраты на спуск и подъем трубы, так как труба непрерывна;
3) в течение всей внутрискважинной операции сохраняется мультибарьерный контроль над давлением в трубе и затру-
бье, что позволяет минимизировать риски для персонала и экологии;
4) возможность выполнения спуско-подъемных операций на депрессии без негативного влияния на пласт, а также небольшой объем трубы колтюбинга (по внешнему диаметру), что позволяет минимизировать эффект поршневания при спуске;
5) возможность выполнения операций по промывке скважины и освоению в комплексе за одну скважинную операцию, что также минимизирует временные затраты и негативное влияние на пласт; промывка также может осущест-
Использование колтюбинга при освоении после ГРП и СКО позволяет добиться максимального эффекта от мероприятий по интенсификации, выраженно в высоком индексе продуктивности скважины, а также в минимальных временных и экологических затратах.
Табл.1. Исходные данные по скважинам
№ скважины Давление пласта, атм. Глубина освоения,м Расход азота,м куб/мин Обводненность, % Забойная температура, С Дебит, м куб/сут Макс. градус искривления, град.
4 [43 107 3430 24,1 0,95 60,2 57 6,2
**74 252 4050 19,8 0,3 79,9 290 4
г-^ см 199 4040 24,1 0,97 78,2 101 2,15
**03 216 4093 22,7 0,75 78,6 138 8,5
**66 186 2220 19,8 0,5 4 8 464 8,45
9 250 4095 22,7 0,95 79,9 121 1
7 СО 160 3850 22,7 0,95 83,2988 114 3
технологии т
Колтюбинг незаменим при работах на скважинах, где требуется снизить негативное влияние на пласт, а также создать высокую и стабильную депрессию для вызова притока - иными словами, для скважин старого фонда с аномально низкими пластовыми давлениями.
вляться на депрессии при применении аэрированной жидкости;
6) возможность точного контроля и гибкого регулирования технологических параметров в ходе освоения, включая глубину спуска трубы.
Из перечисленных факторов становится очевидным, что колтюбинг незаменим при работах на скважинах, где требуется снизить негативное влияние на пласт, а также создать высокую и стабильную депрессию для вызова притока - иными словами, для скважин старого фонда с аномально низкими пластовыми давлениями. С каждым годом количество таких скважин на месторождениях РФ увеличивается, поэтому особую важность приобретает вопрос повышения эффективности их освоения и, таким образом, сохранения максимально возможного индекса продуктивности скважины.
Помимо преимуществ, обусловленных техническими особенностями колтюбинга, важнейшим фактором, влияющим на эффективность освоения скважины, остается величина создаваемой депрессии на пласт. Высокая и стабильная депрессия позволяет создать достаточный приток для очистки ПЗП и восстановления ее проницаемости. В случае освоения после ГРП высокая депрессия позволяет удалить незакрепленный проппант из трещины и снизить количество механических примесей в продукции при последующей эксплуатации [1]. С другой стороны, для некоторых типов коллектора (например, сложенных слабосцементированными песчаниками) депрессия выше некоторого предела чревата разрушением горной породы в призабойной зоне пласта (ПЗП), что является негативным эффектом.
Таким образом, правильный выбор технологических параметров для создания депрессии нужной величины, - это важная задача, которая должна решаться на этапе проектирования ВСР. В конечном счете это решение сводится к моделированию многофазного течения в канале кольцевого сечения в случае прямой циркуляции и канале круглого сечения для обратной. В настоящее время существует множество моделей, описывающих многофазное одномерное течение, основанных на эмпирическом и механистическом подходах. Для расчета процесса азотного освоения была выбрана модифицированная модель Хагедорна-Брауна, относящаяся к классу эмпирических [2]. Согласно исследованиям [3, 4] она является оптимальной для случаев с различным соотношением дебитов жидкости и газа и подходит для жидкостей с вязкостью до 110 сПз, что соответствует условиям азотного освоения. Данная модель может применяться и для скважин с искривлением до 45 градусов. Погрешность модели Хагедорна-Брауна различна для разных условий, но в среднем не превышает 20% [3].
Для проведения расчетов были выбраны 7 нефтяных скважин с профилями, близкими к вертикальным, с различными параметрами. Данные по скважинам приведены в табл. 1. Соотношение объемных дебитов газа к жидкости находится в пределах от 61 м куб/м куб для скважины **66 до 614 м куб/м куб для скважи-ны**42. Также в широких пределах отличаются обводненность, глубина проведения освоения (глубина спуска компоновки, обычно на 50 - 15 м выше пласта) и пластовые давления. Освоение на всех скважинах проводилось через НКТ диаметром 89 мм, в которую была спущена труба ГНКТ диаметром 38,1 мм. На всех скважинах освоение осуществлялось после ГРП и очистки от незакрепленного проппанта.
В ходе вычислительных экспериментов было установлено, что наиболее трудно определимым параметром является вязкость жидкости. Это связано с тем, что после проведения ГРП высокопроницаемая трещина заполнена гелем и продуктами его распада, которые способны в значительной степени изменять вязкость пластового флюида. В свою очередь данный параметр в значительной степени влияет на распределение давлений внутри многофазного потока. Для расчета была принята следующая корреляция для определения вязкости пластовой жидкости:
(1)
где Т - температура, град.; С, API-плотность жидкости по API, б.р.
Приведенная формула является корреляцией Эг-бога-Джек для тяжелой нефти [5]. Данная корреляция представляет собой весьма приближенное решение в рамках поставленной задачи, однако более точный подход затруднен тем, что состав пластового флюида, в частности количество реагентов ГРП, изменяющих вязкость и свойства водонефтяной смеси сложно прогнозируемы. Значение вязкости может подбираться эмпирически, исходя из накопленной промысловой информации.
Температура потока по стволу скважины рассчитывалась при числе Нуссельта для двухфазного потока, рассчитываемом по формуле [6]:
ни = пм-лт?}*? ■ {Рт " - .
(2)
Где Йе - число Рейнольдса для жидкости, б.р.; Рг -число Прандтля для жидкости, б.р.; и ц2 - вязкость жидкости при температуре в центре потока и в пласте соответственно.
Существует множество моделей, описывающих многофазное одномерное течение, основанных на эмпирическом и механистическом подходах. Для расчета процесса азотного освоения была выбрана модифицированная модель Хагедорна-Брауна, относящаяся к классу эмпирических.
КЗ технологии
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
360 350 340 330 320
1500 2000 2500 Глубина, м
Рис. 1. Эпюры давления и объемной фракции жидкости по стволу скважины
1500 2000 2500 3000 Глубина, м
3500 4000 4500
Рис. 2. Распределение температуры по стволу скважин
На рис. 1 показаны эпюры давления и удержания воды потоком для скважины **42. Скачок объемной фракции жидкости у устья обусловлен тем, что метод Хагедорна-Брауна модифицирован и в указанной области применяется корреляция Гриффита для пузырькового режима течения.
Распределение температуры по стволу скважин **42 и **84 представлено на рис. 2. Температура является важным параметром при моделировании многофазного течения, так как влияет на объемный расход газовой фазы, а также на вязкость жидкости и параметры растворимости газа.
Результаты расчетов по всем скважинам сведены в табл. 2. Максимальная погрешность при расчете азотного освоения колтюбингом по модели Хагедорна-Бра-уна - 14,71%. Средняя погрешность составила 732%. Модель дает заниженные значения по сравнению с промысловыми данными. Это происходит в частности потому, что при расчете давление на устье принима-
Табл.2. Результат расчета
№ скважины Давление забойного манометра, атм. Расчетное забойное давление, атм. Погрешность, д.ед.
**42 82,4 81,4 0,0051
**74 252,1 215,3 0,1471
**27 126,9 119,9 0,0546
**03 165,2 149 0,098
**66 173,1 148,3 0,1452
**94 141,4 138,7 0,0098
**87 136,2 129,1 0,0525
Модифицированная модель Хагедорна-Брауна показывает достоверные результаты и может применяться при проектировании азотного освоения колтюбингом нефтяных скважин.
лось за равное нулю, в реальности на устье установлен штуцер, на нем, а также в обвязке возникают потери давления, поэтому давление на устье не равно нулю. Это подтверждается тем, что наибольшая погрешность в сторону занижения присутствует на скважинах *
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.