Материал: Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении

Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

филиал в г. Оренбурге

Кафедра:“Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений”

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка месторождений природных газов»

на тему:«Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении»

Оренбург2015 г

Исходные данные

Плотность пластовой смеси - 0,836 кг/м3.

Устьевые параметры работы горизонтальной скважины: давление 9 Мпа; дебит газа 300 тыс.м3/сут; дебит жидкости принять, исходя из удельного выхода жидкости 100 и 500 см3/м3, плотность жидкости 700 кг/м3

Температура на устье 290 К, глубина вертикальной части ствола 1450 м, радиус кривизны 130 м, угол охвата заданного отклонения от вертикали α=900, длина горизонтального ствола 400 м, длина НКТ горизонтальном стволе 150 м; диаметр НКТ 0,073; 0,100 м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м); диаметр обсадной колонны 0,178м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м). Пластовая температура 305 К, пластовое давление 11 Мпа.

Содержание курсового проекта:

По плотности пластовой газоконденсатной смеси должны быть определены:молекулярная масса газовой смеси, критические давление и температура смеси.

Выполнить:

Расчет распределения забойного давления в горизонтальной скважине ( на конце вертикального участка, на башмаке НКТ; на торце горизонтального ствола) при различном содержании конденсата, для различных диаметров НКТ. Определить, как влияет содержание жидкости в продукции скважины и диаметр НКТ на потери давления по стволу.

Построить графики по результатам расчета забойных давлений для горизонтальной скважины:

зависимость забойного давления от содержания конденсата для различных диаметров НКТ;

распределение давления по стволу скважины при различном удельном содержании конденсата;

.Графическая часть: результаты расчетов.

Содержание

1. Определение параметров пластовой смеси

. Теоретические основы для расчета забойных давлений

. Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу горизонтальной скважины

.  Расчет забойных давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины

Список литературы

Введение

При разработке методов определения забойного давления горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин использованы теоретические основы движения газа и газоконденсатной смеси по вертикальным, наклонным и горизонтальным трубам.

Достоверность определяемых величин забойных давлений горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин зависит не только от степени учета различных факторов, но и от метода решения поставленной задачи. К настоящему времени для вертикальных и наклонных газовых и газоконденсатных скважин, а также для горизонтальных труб, рекомендованы приближенные методы расчета давлений с приемлемой точностью для газовых потоков, а также для газожидкостных потоков, с дисперсной, дисперсно-кольцевой и кольцевой структурами.

Более точное решение исследуемой задачи с учетом изменения свойств газожидкостного потока по длине ствола и фазовых переходов возможно численно, с применением ЭВМ. Однако использование даже численного решения не исключает погрешности, связанные со структурой потока, отсутствием истинных значений коэффициентов гидравлического сопротивления и газосодержания, а также необходимых замыкающих соотношений по изменению температуры потока, сверхсжимаемости и т.д.

Поэтому ниже рассмотрен метод расчета забойного давления горизонтальной газоконденсатной скважины с приемлемой для практики точностью.

забойный давление температура ствол скважина

1. Определение параметров пластовой смеси

Исходные данные

ρ=0,836 кг/м3

Расчет критической температуры, критического давления:

(1.1)

(1.2)

(1.3)

Критическое давление смеси

Критическая температура смесиТкр = 231,21 МПа

Коэффициент сверхсжимаемости

Теоретические основы для расчета забойных давлений

Определение забойных давлений в горизонтальной газоконденсатной скважине в данной работе ведется с учетом:

.Радиуса кривизны, используемого для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному

.Наличия в горизонтальном участке ствола фонтанных труб

.Наличия жидкости в продукции скважины

Теоретические методы расчета забойного давления в горизонтальных газовых скважинах с различными радиусами кривизны одинаковые.

Наличие фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, в основном, обусловлено необходимостью обеспечить вынос твердых и жидких примесей в продукции скважины и исключить образование гидрозатворов. Увеличение диаметра фонтанных труб при заданном диаметре обсадной колонны приводит к резкому росту потерь давления в зоне, оборудованной этими трубами. Однако, при этом уменьшаются потери давления при движении газожидкостной смеси по фонтанным трубам на горизонтальном участке ствола.

Уменьшение диаметра фонтанных труб в горизонтальном участке приводит к снижению потерь давления в затрубном пространстве, но к росту потерь давления при движении смеси по этим трубам в горизонтальном участке ствола скважин.

Эти особенности влияния наличия фонтанных труб в горизонтальном участке ствола скважины учтены при разработке методов определения забойного давления горизонтальных скважин различных конструкций.

Жидкость в продукции газоконденсатных скважин различных конструкций присутствует всегда,что связано с влажностью природных газов, наличием конденсата в газе большинства месторождений и обводнением скважин.Точный расчет влияния наличия жидкости в потоке газа на величину давления до настоящего времени не установлен. На точность величины забойного давления газовых скважин любой конструкции одновременно влияют:

содержание жидкости в единице объема газа, которое зависит от термобарических параметров по стволу, влажности газа в пласте, состава воды, наличия конденсата в газе и обводненности скважины;

структура газожидкостного потока по стволу скважины;

изменение шероховатости труб при движении газожидкостного потока в результате смазки поверхности труб жидкостью, уменьшение площади сечения труб, занятого газом при наличии жидкости в газе и изменение коэффициента гидравлического сопротивления труб.

Следует отметить, что структура потока при идентичных содержаниях жидкости в продукции скважины в вертикальном, искривленном и горизонтальном участках ствола существенно отличаются. Получить для различных структур потока на различных участках ствола точную аналитическую формулу до настоящего времени не удалось. Поэтому в предлагаемой работе учет наличия жидкости в продукции скважин произведен для дисперсной структуры.

Из изложенного выше следует, что предлагаемые формулы позволяют определить забойное давление в горизонтальных скважинах приближенно. Других более точных и простых методов к настоящему времени не разработаны.

Для определения давлений по стволу скважины, необходимо вести расчет от устья скважины к пласту.

Рисунок 2.1 - Схема расчета давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины при различных конструкциях

Определяем забойное давление на конце вертикального участка по формуле, с учетом заданного устьевого давления:

(2.1)

где Sв- безразмерный параметр для вертикального участка определяемый по формуле:

(2.2)

где ρ - параметр связанный с истинным газосодержанием газожидкостного потока, определяемы по формуле(2.12)

θв -коэффициент связанный с потерями давления на трение на вертикальном участке, определяемый по формуле:

(2.3)

см- объемный расход газожидкостной смеси, определяемый по формуле(2.16)

Давление на начальном участке искривленного ствола принимаем равным давлению конца вертикального участка.

Определяем забойное давление на конце искривленного участка:

(2.4)

гдеSиск - безразмерный параметр для искривленного участка определяемый по формуле:

(2.5)

где Hиск - высота искривленного участка ствола скважины

θиск - коэффициент связанный с потерями давления на трение на искривленном участке, определяемый по формуле:

(2.6)

(2.7)

где Lиск - длина искривленного участка ствола скважины

Далее необходимо определить забойное давление у башмака фонтанных труб в горизонтальном участке ствола скважины при наличии жидкости в продукции скважины. При этом следует пользоваться формулой (2.8), которая учитывает условие движение смеси в вертикальном, искривленном и горизонтальном участках, а также в зоне, оборудованной фонтанными трубами:

(2.8)

где θг.бф - коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке фонтанных труб, определяемый по формуле:

(2.9)

Для определения забойного давления у торца горизонтального ствола необходимо учесть дополнение, связанное с участком ствола от башмака до торца ствола, с длиной (Lг - Lф).

Поэтому для определения забойного давления у торца ствола Рзтследует использовать формулу:

 (2.10)

где θ(Lг-Lф) - коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке без фонтанных труб, определяемый по формуле:

 (2.11)

При расчете необходимо учесть параметр , связанного с истинным газосодержанием газожидкостного потока. Величина истинного газосодержания, входящего в структуру формулы параметра , определяемого из равенства:

 (2.12)

где  - истинное газосодержание потока на произвольном сечении горизонтального участка ствола длиной Lr практически всегда неизвестно, так как его величина тесно связана с термобарическими условиями, т.е. Р и Т, которые являются переменными по длине ствола. Поэтому для практических расчетов, в частности для определения забойного давления по стволу скважины различных конструкций истинное газосодержание потока заменяется расходным газосодержанием, обозначенным в данном случае через

 (2.14)

где Qж и Qгр- объемные расходы жидкости и газа в рабочих условиях Р и Т. Объемный расход газа в данном случае имеет размерность тыс.м3/сут., при Рср и Тср в пределах длины горизонтального участка и определяется по формуле:

 (2.15)

см- объемный расход газожидкостной смеси, определяется по формуле:

 (2.16)

Объем газа и жидкости в рабочих условиях:

 (2.17)

 (2.18)

3. Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу горизонтальной скважины

Изменение температуры газа в пласте и по стволу скважин происходит по отдельным узлам системы “внешняя граница зоны дренирования пласта - устье скважины”. При отсутствии в окружающей ствол скважины среде многолетнемерзлых пород в горизонтальных газовых скважинах необходимо условно выделить следующие участки:

Изменение температуры в пласте в результате создания депрессии на пласт;

Изменение температуры по длине горизонтального участка ствола по двум причинам: из-за потерь давления по длине горизонтального участка и в зависимости от профиля горизонтального участка ствола, в данном случае горизонтальный участок расположен под углом 900 относительно горизонтали.

Изменение температуры газа на искривленном участке ствола;

Изменение температуры газа на вертикальном участке ствола.

Последовательность расчета распределения температуры газа в системе пласт - ствол скважины должна быть следующей:

от известного значения пластовой температуры следует вычесть снижение температуры газа

в пласте в результате создания депрессии на пласт;

в стволе скважины в результате потерь давления при движении газа по горизонтальному участку ствола. Величина этого снижения существенно зависит от диаметра обсадных колонн, длины горизонтального участка, длины и диаметра фонтанных труб, дебита горизонтальной скважины, величины потерь давления на горизонтальном участке и др. факторов;

на искривленном участке ствола также в результате потерь давления на этом участке. Величина этого снижения температуры существенно зависит от радиуса кривизны, связанного переходом ствола от вертикального направления к горизонтальному, а также дебита и конструкции скважины;

на вертикальном участке ствола, величина которого существенно зависит от конструкции и длины этого участка и связана с потерями давления на этом участке, а также зависит от разности температур движущегося газа и окружающей ствол скважины среды.

С учетом изложенного выше в общем виде величина температуры газа на устье горизонтальной скважины, в случае отсутствия многолетнемерзлых пород в окружающей ствол среде, будет определяться формулой: