Регулирование работы газовых скважин на завершающей стадии разработки залежей по результатам экспериментальных исследований

Page 1

На правах рукописи
НИКОЛАЕВ ОЛЕГ ВАЛЕРЬЕВИЧ
РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2012

---

Page 2

2
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий
— Газпром ВНИИГАЗ»
Научный руководитель -
Бузинов Станислав Николаевич, доктор
технических наук, профессор
Официальные оппоненты:
Рассохин Сергей Геннадьевич, доктор
технических наук, заместитель директо-
ра НТЦ ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;
Ершов Сергей Евгеньевич, кандидат тех-
нических наук, заместитель начальника
Управления ОАО «Газпром».
Ведущая организация -
Институт проблем нефти и газа РАН.
Защита диссертации состоится « 25 » апреля 2012 г. в 13 часов 30 минут на
заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного на базе
ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Автореферат разослан «
» марта 2012 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук
Николай Николаевич Соловьев

---

Page 3

3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
В общей добыче природного газа ОАО «Газпром» в последние десяти-
летия преобладающую часть составляет сеноманский газ месторождений За-
падно-Сибирской нефтегазоносной провинции. К настоящему времени бóльшая
часть уникальных по запасам месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбург-
ское уже выработана. Важнейшей задачей предприятий «Общества» является
максимально полное извлечение из недр этих гигантов остаточных запасов га-
за, оцениваемых в несколько триллионов кубометров.
Сложности доразработки этих месторождений обусловлены снижением
продуктивности добывающих скважин вследствие падения пластового давле-
ния, уменьшения фазовой газопроницаемости призабойной зоны коллектора в
результате насыщения конденсационной и пластовой водой, неполного выноса
жидкости из ствола скважины. При этом следует учитывать специфику отбора
газа из продуктивного пласта на западносибирских месторождениях через
систему скважин с эксплуатационными колоннами больших диаметров, кус-
товую компоновку групп скважин и суровые климатические условия, обуслов-
ливающие наличие в разрезе осадочной толщи многолетнемерзлых пород.
В связи с этими особенностями месторождений Западной Сибири суще-
ствующие методики расчетов технологического режима газовых скважин с во-
допроявлениями нуждаются в уточнении, поскольку для наиболее полного из-
влечения газа из недр необходимо поддержание работоспособности фонда экс-
плуатационных скважин.
Поэтому совершенствование и развитие методов регулирования работы
скважин на завершающей стадии эксплуатации газовых месторождений являет-
ся актуальной задачей исследований.
Цель работы
Разработать модель и методику регулирования работы газовых скважин
на завершающей стадии разработки применительно к условиям сеноманских
залежей месторождений Западной Сибири на основе экспериментальных ис-
следований вертикальных газожидкостных потоков с малым значением водога-
зового фактора (до 20 см
3
/м
3
) в трубах большого (до 15,3 см) диаметра при дав-
лениях до 3,0 МПа.
Основные задачи
1.
Сравнительный анализ существующих методов расчета вертикальных га-
зожидкостных потоков и оценка степени их применимости к условиям сено-
манских залежей на завершающей стадии разработки.
2.
Анализ и обобщение результатов промысловых исследований скважин
газовых месторождений Западной Сибири.
3.
Усовершенствование стенда для исследования вертикальных потоков во-
догазовых смесей с целью расширения его возможностей, создание и отработка
методики экспериментальных работ.

---

Page 4

4
4.
Проведение экспериментальных исследований на стенде для условий за-
вершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений Западной
Сибири.
5.
Обобщение результатов экспериментов и создание на их основе матема-
тической модели и методики расчетов вертикальных газожидкостных потоков.
6.
Апробация разработанной методики для регулирования работы газовых
скважин с водопроявлениями.
Методы исследования
1.
Сравнительный анализ существующих алгоритмов и методик расчета ре-
жимов скважин с двухфазным потоком в стволе.
2.
Стендовые исследования с использованием методов теории планирования
экспериментов и методов теории подобия.
3.
Математическая обработка данных лабораторных и промысловых иссле-
дований.
4.
Методы численных решений дифференциальных уравнений и програм-
мирования.
5.
Аналитическое обобщение результатов экспериментов с использованием
методов теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, тео-
рии размерности и теории подобия.
Научная новизна
На основании выполненных в диссертации исследований и разработок
получены следующие научные результаты:
Получены новые экспериментальные данные о вертикальных газожидко-
стных потоках в трубах диаметром от 6,2 до 15,3 см при низком значении водо-
газового фактора (от 0,1 до 20 см
3
/м
3
) и давлении до 3,0 МПа, характерных для
условий завершающей стадии разработки сеноманских залежей месторождений
Крайнего Севера. Экспериментально показано, что модель сплошной среды
(«квазигомогенная модель») в этих условиях имеет ограниченное применение.
Приведено обоснование формулы для расчетов технологических режимов газо-
вых скважин с водопроявлениями, основанной на полученных эксперименталь-
ных результатах. Предложено безразмерное число подобия, характеризующее
вклад жидкой фазы в общие потери давления вертикальных газожидкостных
потоков с малым содержанием жидкости в трубах большого диаметра. Показа-
но, что в устойчивой области движения двухфазной смеси это число подобия в
совокупности с двумя другими, известными ранее, однозначно определяет по-
тери давления.
На основе экспериментальных данных разработаны математическая мо-
дель вертикальных газожидкостных потоков и методика расчета параметров
работы газовых скважин с водопроявлениями, позволяющая с большей точно-
стью (по сравнению с существующими методиками) прогнозировать техноло-
гические показатели, в том числе при использовании различных технологий
добычи газа на завершающей стадии разработки месторождений.

---

Page 5

5
Основные защищаемые положения
1.
Экспериментальное обоснование зависимости потерь давления от рас-
ходных характеристик вертикальных газожидкостных потоков с малым содер-
жанием жидкости (от 0,1 до 20 см
3
/м
3
) в трубах большого диаметра (до 15,3 см)
при давлениях до 3,0 МПа, характерных для условий эксплуатации сеноман-
ских скважин Западной Сибири на поздней стадии разработки.
2.
Математическая модель расчета потерь давления в стволе газовой сква-
жины с водопроявлениями для условий завершающей стадии разработки ме-
сторождений.
3.
Методика расчета режима работы скважины при отборе водогазовой сме-
си и разработанный на ее базе программный комплекс для определения техно-
логических показателей эксплуатации газовых скважин с целью регулирования
их работы применительно к условиям завершающей стадии разработки сено-
манских залежей месторождений Западной Сибири.
Практическая ценность полученных результатов
Полученные экспериментальные результаты и разработанные на их осно-
ве методика и программные комплексы применяются в ООО «Газпром ВНИИ-
ГАЗ» для расчетов технологического режима и эффективности применения
технологий эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями.
Результаты работы использованы при подготовке нормативного документа

«Стандарт организации ООО «Газпром добыча Надым» «Выбор режимов
работы скважин на месторождении Медвежье на основании эксперименталь-
ных исследований газожидкостных потоков» (2010 г.),
а также при научном обосновании методов прогнозирования работы газовых
скважин на завершающей стадии разработки в материалах отчетов:

«Совершенствование технологий и технических средств эксплуатации и
капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», в том числе
с падающей добычей и сложными горно-геологическими условиями» (2005 г.).

«Оптимизация режимов работы самозадавливающихся газовых скважин
на поздней стадии разработки сеноманской залежи Уренгойского месторожде-
ния» (2006 г.).

«Разработка рекомендаций по режимам работ скважин на месторождении
Медвежье на основании исследований газожидкостных потоков на специализи-
рованном стенде ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (2009 г.).

«Авторское
сопровождение
проекта
разработки
сеноманской
газовой залежи Ямбургского месторождения» (2010 г.).
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы докладывались автором
на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах, в том
числе:

II Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы
и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (2010);

---

Page 6

6

III Международная научно-практическая конференция «ПХГ: надежность
и эффективность» (2011);

Выездное совещание по вопросу эффективной добычи, подготовки и ис-
пользования низконапорного газа на поздней стадии разработки месторожде-
ний в г. Надым с 16 по 18 ноября 2011г.
Публикации
Основное содержание работы изложено в 7 опубликованных работах,
включая 4 работы в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных
Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов и списка литературы из
142 наименований. Общий объем работы - 147 печатных страниц. В тексте ра-
боты содержится 79 рисунков и 9 таблиц.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю
д.т.н. С.Н. Бузинову С.Н., а также д.т.н. Ю.Н. Васильеву, Г.М. Гереш, д.х.н.
В.А. Истомину, д.т.н. В.И. Лапшину, д.т.н. В.А. Николаеву, д.т.н. Р.М.Тер-
Саркисову, к.т.н. А.Н. Харитонову,
к.т.н. В.И.
Шулятикову, к.т.н.
И.В. Шулятикову, С.А. Бородину, Ю.Г. Буракову, к.т.н. В.М. Пищухину,
А.Н. Михайлову, С.А. Шулепину, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьеву - за ценные советы
и оказанную помощь при проведении исследований и подготовке работы.
Особую благодарность автор испытывает к проф. Г.А. Зотову, уже ушедшему
из жизни, под руководством которого он начинал свою трудовую деятельность
в газовой отрасли.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы и
постановка задачи.
В первой главе диссертационной работы проведен анализ проблем, свя-
занных с наличием жидкой фазы в продукции газовых скважин при их эксплуа-
тации на поздней стадии разработки месторождений, сделан обзор современ-
ных представлений о вертикальных двухфазных потоках применительно к экс-
плуатации газовых скважин с водопроявлениями.
Одной из важнейших задач при разработке газовых месторождений явля-
ется максимальное извлечение газа из пласта. Поскольку запасы газа в место-
рождениях Крайнего Севера уникальны по своей величине, повышение конеч-
ного коэффициента извлечения газа является чрезвычайно актуальной задачей
не только регионального, но и отраслевого масштаба. В этой связи следует от-
метить, что при уменьшении пластового давления, например, месторождения
Медвежье, всего на одну атмосферу дополнительная добыча газа составляет ве-
личину порядка 25 млрд.м
3
.

---

Page 7

7
Для разработки месторождений Крайнего Севера в период завершающей
стадии характерны огромные остаточные запасы газа; низкие пластовые давле-
ния; большие диаметры эксплуатационных колонн; высокая продуктивность га-
зовых скважин, хотя и существенно меньшая, чем на основной стадии разра-
ботки; относительно невысокий водогазовый фактор; объединение групп сква-
жин в один шлейф; холодные климатические условия, приводящие к конденса-
ции воды в скважинах и шлейфах.
Эти общие особенности дают возможность проводить достаточно уни-
версальный анализ работы скважин этой группы месторождений и разработать
технические решения по эксплуатации скважин, приемлемые для всей группы.
В настоящее время на ряде газовых и газоконденсатных месторождений
Крайнего Севера следствием падения пластового давления являются серьезные
осложнения при эксплуатации скважин. На рисунке 1 приведено изменение
средних дебитов скважин по одной из сеноманских залежей западно-сибирских
месторождений. Значительное снижение реальных отборов газа объясняется
эффектом задавливания скважин конденсационной и пластовой водой.
Таким образом, для минимизации негативных последствий обводненно-
сти продукции скважин при низком напоре газа необходимы специальные тех-
нико-технологические мероприятия. Эти мероприятия требуют научного обос-
нования, базирующегося на ясном представлении о закономерностях двухфаз-
ных гидродинамических и термодинамических процессах в рассматриваемых
условиях. Своевременное проведение таких мероприятий с целью повышения
производительности газовых скважин с водопроявлениями в данной работе на-
звано регулированием работы скважин. К таким мероприятиям относятся за-
мена НКТ на трубы меньшего диаметра, понижение устьевого давления, закач-
ка газа в затрубье, применение концентрического лифта, использование регу-
лирующих устройств на устье скважин, объединенных одним общим шлейфом
и др. В настоящей работе предлагаются разработанные на основе эксперимен-
тов расчетные методы, позволяющие осуществлять регулирование работы об-
водняющихся газовых скважин с целью обеспечения их устойчивой работы в
условиях завершающей стадии разработки месторождений.
Исследованием подъема жидкости в трубах восходящим потоком газа за-
нимались в нашей стране такие ученые, как А.А. Арманд, Б.Г. Багдасаров, И.Г.
Белов, С.Н. Бузинов, Ю.Г. Бураков, Ю.Н. Васильев, А.П. Власенко, А.И. Гри-
ценко, Н.В. Долгушин, О.В. Клапчук, Б.К. Козлов, Ю.П. Коротаев, А.П. Кры-
лов, С.С. Кутателадзе, Г.Г. Кучеров, Г.С. Лутошкин, В.А. Мамаев, И.Т. Мищен-
ко, М.А. Мохов, В.М. Муравьев, Г.Э. Одишария, В.А. Сахаров, С.Г. Телетов,
Р.М. Тер-Саркисов, А.А. Точигин, В.И. Шулятиков, И.В. Шулятиков и др., а за
рубежом – К. Азиз (R. Aziz), Б.Дж. Аззопарди (B.J. Azzopardi), Дж.П. Брилл
(J.P. Brill), Х.Е. Грей (H.E. Gray), Х. Данс (H. Duns Jr.), Дж.Ф. Ли (J.F. Lea), Х.
Мукерджи (H. Mukherjee), Дж. Оркиджевский (J. Orkiszevski), Н. Петалас (N.
Petalas), Н.К. Рос (N.C.J. Ros), Р.Дж. Тернер (R.G. Turner), Г. Уоллис (G. Wallis),
А.Р. Хагедорн (A.R. Hagedorn), Н. Холл-Тейлор (N. Hall-Tailor), Дж. Хьюитт (J.
Hewitt) и др.

---

Page 8

8
Описание закономерностей вертикальных двухфазных потоков развива-
лось по двум направлениям. В одном из них разрабатывались соотношения для
минимальной скорости газового потока, обеспечивающей устойчивый вынос
жидкости вверх. В нашей стране наибольшее распространение получила
формула Точигина А.А. (1969). Эти соотношения предложены для оценки ве-
личин минимального дебита скважины, при котором скважина работает устой-
чиво, то есть без задавливания водой.
Рисунок 1. Негативное влияние конденсационной воды на прогнозные показа-
тели добычи газа.
В другом направлении разрабатывались соотношения для расчета потерь
давления в вертикальном двухфазном потоке, которые использовались для ана-
лиза совместной работы системы «пласт-скважина». Отечественными специа-
листами (Ахмедов Б.О., Бузинов С.Н., 1982) разработан и широко применяется
в мировой практике метод, получивший название «метод узлового анализа»,
позволяющий по характеристикам лифтовой колонны и пласта определять ре-
жим работы скважины.
На практике характеристику лифтовой колонны рассчитывают с помо-
щью гидродинамических моделей (корреляций), которые разрабатываются на
основе специальных экспериментов по изучению вертикальных газожидкост-
ных потоков. Газожидкостные системы сложны для описания, и поэтому моде-
ли, предназначенные для решения конкретных задач, имеют узкую область
применения, ограниченную актуальными для каждой задачи диапазонами фи-
зических параметров.
Поскольку условия разработки сеноманских залежей месторождений
Крайнего Севера уникальны, традиционные расчетные методы и компьютерные

---

Page 9

9
программы, получившие распространение в отечественной и зарубежной прак-
тике, приводят к существенным погрешностям в расчетах технологических ре-
жимов для скважин этих месторождений.
Таким образом, создание методов расчета технологических показателей
работы сеноманских скважин является чрезвычайно актуальной научной и
практической задачей.
Во второй главе диссертационной работы описываются эксперименталь-
ный стенд по отработке технологий эксплуатации газовых скважин на поздней
стадии разработки месторождений и методика проведения экспериментальных
работ. Приведена метрологическая характеристика измерительной системы и
сделана оценка ожидаемых погрешностей результатов экспериментов.
Таблица 1. Параметры Стенда по отработке технологии эксплуатации газовых
скважин на поздней стадии разработки
Параметры
Единицы
измерения
Лифтовые колонны
1
2
3
4
Макс. давление
МПа
4,0
Макс. дебит газа
тыс.м
3
/сутки
180
Макс. расход воды
м
3
/сутки
10
Внутренний диаметр
см
15,3
10,0
7,6
6,2
Макс. скорость газа
м/сек
10
20
35
50
Стенд разработан в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Тер-Саркисов Р.М., Бу-
зинов С.Н., Шулятиков И.В. и др., 2005) и рассчитан на проведение экспери-
ментальных работ с водовоздушными смесями. Параметры стенда указаны в
таблице 1.
Автором были проведены запуск и настройка стенда и разработана мето-
дика проведения экспериментов. На основе анализа метрологических характе-
ристик измерительной системы стенда показано, что значения физических ве-
личин, определяемых по результатам экспериментов, характеризуются макси-
мальными погрешностями не более 2,2 %. Промысловые данные обычно обла-
дают меньшей точностью. Следовательно, стенд может использоваться для
экспериментальных исследований с целью анализа поведения обводненных га-
зовых скважин и составления технологического режима их работы.
В третьей главе диссертационной работы анализируются результаты
проведенных экспериментов, проводится их сравнение с экспериментальными
и теоретическими результатами других авторов. Особое внимание уделяется
особенностям полученных результатов, обусловленным специфическими усло-
виями месторождений Крайнего Севера. Описана созданная математическая
модель для расчетов технологических режимов газовых скважин, максимально
полно учитывающая условия поздней стадии разработки месторождений Край-
него Севера.

---

Page 10

10
Эксперименты, поставленные на специализированном Стенде ООО «Газ-
пром ВНИИГАЗ» и представленные в настоящей работе, проводились в широ-
ком диапазоне физических условий, выходящем за границы условий, актуаль-
ных для скважин сеномана, поскольку это было необходимо для построения
адекватной математической модели вертикальных двухфазных потоков. И хотя
в данной работе делается акцент на использовании полученных эксперимен-
тальных результатов для условий завершающей стадии разработки месторож-
дений Западной Сибири, они могут применяться и для более широкого диапа-
зона условий, например, для случая меньших диаметров НКТ (от 5 см и более)
и бóльших значений водогазового фактора (до 200 см
3
/м
3
).
Анализ результатов экспериментов показал, что имеется хорошее совпа-
дение с экспериментальными результатами других авторов в соответствующих
диапазонах параметров. Однако в опубликованных к настоящему моменту ма-
териалах фигурирует, во-первых, максимальный диаметр труб 7,6 см, и, во-
вторых, водогазовый фактор 30 см
3
/м
3
и выше, то есть практически не исследо-
ваны режимы работы скважин месторождений Крайнего Севера, где наиболее
часто используются трубы НКТ диаметром 10,0 и 15,3 см, а водогазовый фак-
тор, как правило, не превышает величину 20 см
3
/м
3
.
Поскольку все используемые в настоящее время соотношения для расче-
тов газожидкостных подъемников основаны на квазигомогенной модели, был
проведен анализ возможности использования этой модели применительно к
расчетам газовых скважин для случая малого значения водогазового фактора.
В квазигомогенной модели для расчетов двухфазных (или многофазных)
потоков в качестве параметров смеси приходится применять некие псевдоха-
рактеристики, приписываемые гипотетическому гомогенному флюиду, кото-
рый, предположительно, ведет себя так же, как и рассматриваемая двухфазная
(или многофазная) смесь. При этом такие псевдохарактеристики определяют с
помощью тех или иных математических манипуляций над параметрами реаль-
ных флюидов, участвующих в рассматриваемом процессе как компоненты сме-
си. Квазигомогенная модель для газожидкостного потока в вертикальной трубе
имеет вид:
2
2
см
см
см
см
u
d
ρ
λ
g
ρ
=
dL
dp





.
(1)
Здесь ρ
см
– плотность смеси, кг/м
3
; р – давление, Па; L – продольная коор-
дината, м; d – диаметр трубы, м; λ
см
– безразмерный коэффициент гидравличе-
ского сопротивления для смеси флюидов; u
см
– средняя по сечению трубы ско-
рость потока, м/с; g – ускорение свободного падения, м/с
2
. В формуле (1) сде-
лано допущение, что ускорением потока в стволе скважины можно пренебречь.
По распространенному предположению, левая ветвь характеристики лиф-
та, имеющей в координатах «перепад давления – скорость потока» U-образный
вид, определяется первым членом соотношения (1), а правая – вторым. Серия
специально поставленных нами экспериментов показала, что величина гравита-
ционной составляющей перепада давления в вертикальном газожидкостном по-

---

Page 11

11
токе меньше, чем суммарный вес компонентов движущейся смеси. В наших
экспериментах величина разницы достигала 50% от веса вещества (жидкости и
газа) в трубе. Таким образом, первый член в (1) может давать существенную
погрешность. Этот эффект был обнаружен ранее другими исследователями
(Ахмедов Б.Г., Бузинов С.Н., Шулятиков В.И.), однако первые публикация о
нем появились лишь в 2011 году.
Второй член в формуле квазигомогенной модели (1) отражает потери на
трение. Очевидно, при возрастании в смеси концентрации газа псевдохаракте-
ристики смеси должны приближаться к характеристикам газа, а параметры
процесса, оцениваемые с помощью применяемой модели, соответственно
должны асимптотически приближаться к таковым для потока сухого газа.
Для водогазовой смеси выражение (1) можно представить в виде
2
2
2
5
1
8
β)
(
G
π
d
ρ
λ
g
ρ
=
dL
dp
СМ
СМ







,
(2)
где
β=
q
ж
G+q
ж
- расходное водосодержание, безразмерная величина; G –
объемный расход газа, м
3
/с; q
ж
– объемный расход воды, м
3
/с.
Рисунок 2. Сравнение экспериментальных результатов с расчетами по гомоген-
ной модели при расходе жидкости q
ж
=5,04 м
3
/сутки (210 л/час). Здесь G – объ-
емный расход газа при рабочем давлении, составляющем 1,5 МПа.
Поскольку в каждом эксперименте расход жидкости поддерживался по-
стоянным, увеличение расхода газа приводит к уменьшению расходного водо-
содержания.

---

Page 12

12
При этом плотность смеси по величине приближается к плотности газа, и
величина гидродинамических потерь в трубе в соответствии с выражением (2)
должна приближаться к гидродинамическим потерям для случая однофазного
потока газа:
г
см
Δp
Δp 
при возрастании G,
(3)
где Δр
см
– потери давления для смеси, Δр
г
– потери давления для сухого газа.
Именно так ведут себя характеристические кривые лифта, полученные
расчетным путем с использованием квазигомогенной модели. Но эксперименты
показали, что реальное поведение системы отличается от прогнозируемого рас-
четом. На рисунке 2 представлены результаты сравнения расчетов и экспери-
ментов.
При использовании формулы (2) величины плотности и скорости смеси
могут быть учтены с высокой точностью; но результат расчета при этом прин-
ципиально отличается от того, что показывает эксперимент, в условиях которо-
го увеличение расходного газосодержания не приводит к сближению характе-
ристик потоков водовоздушной смеси и сухого газа.
Причины расхождения объясняются возникновением дополнительных
потерь давления Δр
доп
= Δр
см
- Δр
г
(см. рисунок 2) при подъеме смеси за счет
интенсивного обмена капельной жидкостью между высокоскоростным газовым
ядром и малоподвижной пленкой жидкости на стенках трубы, которая имеет
место при дисперсно-кольцевом режиме газожидкостного потока, реализую-
щемся в условиях устойчивой работы лифта.
Таким образом, из анализа экспериментальных результатов следует важ-
ный для практики вывод о том, что в диапазоне низких расходных водосодер-
жаний расчеты по гомогенной модели не отражают поведения двухфазных по-
токов не только количественно, но и качественно. Этот экспериментальный
факт устанавливает принципиальные ограничения на использование моделей,
разработанных для однофазных потоков, в качестве базовых не только для тех-
нологических расчетов, но даже для приближенных оценок динамических ха-
рактеристик двухфазных потоков применительно к задачам эксплуатации газо-
вых скважин на поздней стадии разработки месторождений.
Анализ результатов экспериментов (в том числе специальных экспери-
ментов с использованием гелия в качестве газовой фазы) позволил подтвердить
автомодельность двух безразмерных параметров, предложенных Бузиновым
С.Н. и Шулятиковым В.И. в 1974 г., а именно модифицированного параметра
Фруда
Fr
ρ
ρ
=
Fr
ж
г

*
,
(4)
где Fr – параметр Фруда для газовой фазы; ρ
г
– плотность газовой фазы, кг/м
3
;
ρ
ж
– плотность жидкой фазы, кг/м
3
; и безразмерных потерь давления на трение

---

Page 13

13
L
g
ρ
Δp
=
i
ж


,
(5)
а также ввести в рассмотрение еще один параметр, который в настоящей работе
вводится впервые. Этот новый параметр имеет вид
3/
1
2/
1
2
ж
ж
Fr
d
g
ρ
σ
=
Bu











,
(6)
где σ – коэффициент поверхностного натяжения между газовой и жидкой фаза-
ми, Па/м; Fr
ж
– число Фруда для жидкости. Параметр Bu определяет величину
дополнительных потерь давления по сравнению с однофазным газовым пото-
ком за счет наличия в потоке жидкой фазы. Набор из трех параметров (4)-(6)
однозначно определяет величину потерь давления в устойчивой области верти-
кальных газожидкостных потоков.
Имеет место монотонность роста потерь давления с ростом параметра Bu
для труб разных диаметров. Эта зависимость для модифицированного пара-
метра Фруда в диапазоне 1÷3 представлена на рисунке 3.
С учетом нового параметра характеристику лифта в устойчивой области
газожидкостных потоков можно описать уравнением
Bu
k
+
Fr
λ
=
i


*
2
.
(7)
Здесь k = 9,6 – эмпирический коэффициент, λ – коэффициент гидравлического
сопротивления трубы для однофазного потока. В отличие от уравнения Дарси-
Вейсбаха для сухого газа, которое с использованием параметров (4) и (5) можно
записать в виде
*
2
Fr
λ
=
i

,
(8)
в соотношении (7) появляется член (k·Bu), выражающий влияние жидкости на
суммарные потери в газожидкостном потоке. Из соотношения (7) следует вто-
рой важный вывод о том, что при низких значениях водогазового фактора
(0,1÷20 см
3
/м
3
) в устойчивой области работы газожидкостного подъемника по-
тери давления формируются двумя независимыми составляющими: одна из них
(Fr
*
) зависит только от расхода газа, а вторая (Bu) – только от расхода жидко-
сти. При этом константа k=9,6 является универсальной.
Для расчетов потерь давления в газовых скважинах, содержащих в про-
дукции жидкость, Ахмедовым Б.О. и Бузиновым С.Н. в 1982 г. вместо соотно-
шения (1) была предложена формула
g
ρ
i
+
g
ρ
=
dL
dp
ж
г



,
(9)

---

Page 14

14
которая основана на использовании экспериментальной характеристики лифта
)
q,
i(Fr
=
i
ж
*
и применима для случаев, когда непрерывной фазой в потоке
является газовая, то есть для низких значениях водогазового фактора.
Формула (9) использована автором для составления математической мо-
дели вертикальных газожидкостных потоков.
На основе экспериментов, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в
2005-2010 гг. на трубах разного диаметра, в том числе диаметром 10,0 и 15,3
см, автором были получены аналитические зависимости, которые позволяют
прогнозировать режим работы скважин с водопроявлениями применительно к
условиям завершающей стадии разработки месторождений Крайнего Севера.
Рисунок 3. Зависимость безразмерной величины потерь давления от параметра Bu.
В соответствии с полученными зависимостями минимумы характеристи-
ческих U-образных кривых для лифтовых труб с газожидкостными потоками во
всем актуальном диапазоне диаметров труб лежат на прямых с координатами
B
+
Fr
A
=
i
0
*
0

,
(10)
где i
0
, Fr
*
0
– координаты минимумов на характеристических кривых лифта с га-
зожидкостными потоками, А и В - эмпирические коэффициенты, которые зави-
сят от величин диаметров труб. Каждой точке линии (10) соответствует своя
величина расхода жидкости. Поскольку имеет место выражение (7), справедли-
во равенство
0
*
0
2
Fr
λ
+
Bu
k
=
i


.
(11)

---

Page 15

15
Левая ветвь U-образной кривой аппроксимируется экспонентой, коэффи-
циенты которой определены из экспериментальных данных, и которая для Fr
*
<
(Fr
*
0
- 0,2) имеет вид
)2
,0
0
0
*
*






Fr
(Fr
d
1,5
e
=
i
i
.
(12)
Правая ветвь для Fr
*
> Fr
*
0
аппроксимируется прямой


0
*
*
0
0,01
Fr
Fr
+
i
=
i


.
(13)
На участке (Fr
*
0
- 0,2) < Fr
*
< Fr
*
0
с высокой степенью точности можно
принять
0
i
=
i
.
(14)
Комплекс соотношений (9 – 14) представляет собой математическую мо-
дель для расчета технологического режима работы газовых скважин с водопро-
явлениями. Эта модель справедлива для труб диаметром от 5 до 15,3 см при
давлениях от 2 до 30 атм и водогазовых факторах 0,1÷ 200 см
3
/м
3
, то есть в диа-
пазоне параметров, включающем условия эксплуатации скважин месторожде-
ний Крайнего Севера на завершающей стадии разработки.
В четвертой главе диссертационной работы рассматриваются примеры
расчетов работы скважин в реальных условиях, имеющих место на практике, на
основе полученной модели, а также проводится сравнение с результатами рас-
четов, полученными другими способами.
Как показали эксперименты, появление даже малого количества воды в
продукции сухой до этого момента скважины может существенно повлиять на
ее работу.
Таблица 2. Значения минимальных дебитов для разных значений водогазового
фактора и разных пластов для скважины с диаметром НКТ 15,3 см (для НКТ
диаметром 15,3 см при давлении 1,5 МПа).
Водный фактор, см
3
/м
3
0,2
1,6
9,5
15,0
18,0
34,0
Минимальный
дебит,
тыс. м
3
/сут.
«Хороший»
пласт
(a=0,05;
b=0,0005)
130
130
135
136
140
146
«Плохой»
пласт
(a=0,5;
b=0,005)
117
118
122
124
126
131
Расчеты методом узлового анализа показывают, что на величину мини-
мально допустимого дебита скважины влияют параметры пласта и величина

---

Page 16

16
водогазового фактора. В таблице 2 представлены результаты расчетов мини-
мального дебита скважины при различных значениях водогазового фактора для
двух пластов – «плохого» и «хорошего». Из газопромысловой практики извест-
но, что в процессе отбора газа из пласта могут наблюдаться изменения коэффи-
циентов фильтрационного сопротивления a и b на один, два и даже на три по-
рядка. Из таблицы следует, что изменение значений a и b на порядок может за-
метно изменить величину минимального дебита устойчивой работы скважины.
Чем хуже пласт, тем при меньшем дебите скважина может работать.
Проведено сравнение величин минимального дебита по данным таблицы
2 и по формулам для минимальной скорости. Результаты сравнения представ-
лены в таблице 3. Как видно из таблицы, ни одна из формул не дает значения
минимального дебита, попадающего в диапазон значений, полученный по ме-
тоду узлового анализа для разных условий. В этой же таблице приведены по-
грешности каждой формулы, рассчитанные относительно граничных значений
интервала минимальных дебитов. Минимальные погрешности дают формула
Тернера Р.Дж. и формула СевКавНИИгаза, причем первая из этих формул дает
заниженное значение, а вторая – завышенное.
Таблица 3. Сравнение результатов расчета минимального дебита по формулам
разных авторов (для НКТ диаметром 15,3 см при давлении 1,5 МПа).
Источник
(формула для расчета)
Мин. ско-
рость,
м/сек
Мин. де-
бит,
тыс. м
3
/сут.
Погрешность,
%
Р.Дж. Тернер
(расчет по выносу капель)
3,3
109
- 10  - 25
А.П. Власенко
(расчет по выносу капель)
1,4
49
- 60  - 66
А.А. Точигин
(расчет по выносу пленки)
2,9
97
- 20  - 34
С.С. Кутателадзе
(рассмотрение актуальных сил)
0,9
29
- 76  - 80
Ухтинский филиал ВНИИГАЗа
(результаты промысловых
исследований)
2,4
81
- 33  - 45
СевКавНИИгаз
4,8
161
10  33
По расчетам на основе экспери-
ментальных данных
(с учетом водного фактора и про-
дуктивности пласта)
3,6  4,4
121 - 146
Большой интерес представляет также сравнение с результатами расчетов
на базе программных продуктов, которые используются для этих целей. Были

---

Page 17

17
проведены сравнительные расчеты с помощью распространенной зарубежной
компьютерной программы Eclipse. В данную программу встроены модули для
расчетов характеристик лифтовых труб с газожидкостными смесями на основе
известных корреляций Дж. Оркиджевского (J. Orkiszevski), А.Р. Хагедорна
(A.R. Hagedorn) и К.Е. Брауна (K.E. Brown), Дж.П. Брилла (J.P. Brill) и Х. Му-
керджи (H. Mukherjee), Н. Петаласа (N. Petalas), К. Азиза (K. Aziz) , Дж.У. Говь-
ера (G.W. Govier) и М. Фогараси (M. Fogarasi), а также Х.Е. Грея (H.E. Gray).
Сравнения расчетов по программе Eclipse и по предлагаемой методике
показали, что в области малых значений водогазового фактора (10 см
3
/м
3
и ме-
нее) и больших диаметров труб как величины потерь, так и значения мини-
мальных дебитов, обеспечивающих вынос жидкости, полученные по разным
корреляциям, сильно различаются. Лучшей из всех для интересующих нас ус-
ловий оказалась корреляция Грея, однако даже она дает существенные погреш-
ности. Так, для трубы диаметром 10,0 см корреляция Грея дает минимальный
дебит около 125 тыс.м
3
/сут., в то время как по нашим расчетам он будет около
80 тыс.м
3
/сут. При этом устьевое давление по Грею не должно быть больше
1,42 МПа, а по нашим расчетам скважина будет работать даже при устьевом
давлении 1,62 МПа. Для трубы диаметром 15,3 см минимальный дебит по Грею
близок к нашему расчетному и составляет около 180 тыс.м
3
/сут. Однако макси-
мальное давление на устье отличается на 0,4 МПа, что является чрезмерно
большой величиной для диапазона давлений, характерного для завершающей
стадии разработки. Приведенные результаты расчетов по предлагаемой мето-
дике подтверждаются промысловыми исследованиями.
Рисунок 4. Иллюстрация применения модели (9)-(14): прогноз задавливания
скважины водой по мере падения пластового давления для НКТ 10,0 см.
Полученные экспериментальные данные позволяют составлять прогнозы
относительно момента задавливания скважин водой; пример такого расчета

---

Page 18

18
приведен на рисунке 4. Правая точка пересечения индикаторной линии пласта
при текущем пластовом давлении, равном 1,28 МПа, и характеристической
кривой лифта определяет технологический режим работы скважины на теку-
щий момент времени. Рабочий дебит равен 160 тыс.м
3
/сут., устьевое давление
0,78 МПа, забойное давление 1,2 МПа. При снижении пластового давления ин-
дикаторная линия пласта сместится вниз; величина 0,89 МПа – это минималь-
ное пластовое давление, при котором еще возможна устойчивая работа скважи-
ны. При этом дебит скважины, постепенно уменьшаясь, примет свое мини-
мально возможное значение 46 тыс.м
3
/сут., забойное давление будет равно 0,87
МПа. Время, за которое пластовое давление снизится с 1,28 МПа до 0,89 МПа,
можно рассчитать по текущему дебиту скважины и объему дренирования. Зна-
чение этого временного интервала позволяет оценить грядущий момент воз-
можного возникновения проблем в связи с водопроявлениями и подготовиться
к нему с использованием той или иной технологии дальнейшей эксплуатации
скважины.
Проведенные расчеты по предложенной модели (9)-(14) показали хоро-
шее совпадение с промысловыми данными. В работе для примера представлены
расчеты режима работы одного из ПХГ в конце периода отбора газа и расчеты
технологического режима работы группы скважин, объединенных в одну УКПГ
одного из северных месторождений на завершающем этапе разработки.
Расчеты режима работы ПХГ в конце периода отбора газа по формулам
для сухого газа дают завышенные значение отборов по сравнению с фактиче-
скими; учет наличия жидкости в продукции позволяет приблизить расчетные
значения отборов к фактическим, поскольку некоторые скважины в конце пе-
риода отбора задавливаются водой, что не может быть учтено в рамках моделей
для однофазного газа.
Расчеты работы группы скважин, объединенных в одну УКПГ месторож-
дения на завершающем этапе разработки, показали, что для подавляющего
большинства задавливающихся скважин (96%) удается сделать правильный
прогноз возникающих проблем, связанных с наличием в их продукции воды. В
ряде случаев скважины продолжают работать устойчиво, хотя расчеты показы-
вают опасность их перехода в неустойчивый режим. Одной из причин такого
расхождения может служить то обстоятельство, что результаты расчетов до-
вольно чувствительны к значениям пластовых и устьевых давлений и к пара-
метрам пласта. Точность прогноза задавливания скважин водой существенно
повышается с увеличением точности промысловых данных, поэтому на завер-
шающей стадии разработки вопрос о проведении регулярных качественных
ГДИ стоит особенно остро.
В пятой главе диссертационной работы рассматриваются такие техноло-
гии эксплуатации газовых скважин с водопроявлениями, которые основаны на
уменьшении диаметра лифтовой колонны (замена НКТ), снижении устьевого
давления, использовании газлифта, совместной эксплуатации по НКТ и затру-
бью (концентрический лифт), использовании закачки в затрубье сухого газа.

---

Page 19

19
Замена НКТ. Проведенные расчеты позволяют сделать вывод, что замена
НКТ для продления срока эксплуатации задавливающихся водой скважин не
всегда может быть достаточно эффективной.
Рисунок 5. Замена НКТ на трубу меньшего диаметра.
Таблица 4. Параметры технологического режима работы скважины после
замены НКТ на трубы меньшего диаметра
Диаметр НКТ,
см
Минимальное
пластовое дав-
ление,
МПа
Рабочий дебит в
исходный мо-
мент времени,
тыс. м
3
/сут.
Минимальный
дебит устойчи-
вой работы
скважины,
тыс.м
3
/сут.
15,3
1,57
157
157
10,0
1,45
105
57
7,6
1,42
62
27
6,2
1,41
38
19
Предположим, в «плохом» пласте давление уменьшилось до минимально-
го значения, при котором скважина диаметром 15,3 см уже начинает задавли-
ваться; тогда смена НКТ на трубу диаметром 10,0 см позволит продолжить экс-

---

Page 20

20
плуатацию скважины до снижения пластового давления еще на 25 %; однако в
случае «хорошего» пласта возможное снижение пластового давления после
смены НКТ составит всего 5%. При этом замена НКТ на трубы меньшего диа-
метра, чем 10,0 см, как правило, приводит к резкому возрастанию потерь в
стволе; по этой причине в ряде случаев переход к меньшему диаметру НКТ
может привести даже к отрицательному результату.
На рисунке 5 представлены результаты расчета технологического режима
работы скважины при замене НКТ на трубы различного диаметра. Для данных
условий при p
пл
= 1,57 МПа и меньше скважина с трубой диаметром 15,3 см ра-
ботать устойчиво не может. При выборе диаметра НКТ для замены следует ру-
ководствоваться расчетными параметрами технологического режима, которые
представлены в таблице 4.
Из таблицы видно, что в рассматриваемом примере снижение диаметра
до величин менее 10,0 см не целесообразно.
Снижение устьевого давления. Если понизить устьевое давление, на-
пример, путем подключения устьевого компрессора для единичной скважины
или ввода дополнительной ДКС для группы скважин, то дебит газа первона-
чально увеличится, и скважину с НКТ диаметром 15,3 см можно будет эксплуа-
тировать до снижения пластового давления на определенную величину; при
этом величина минимального дебита также уменьшится. В таблице 5 представ-
лены расчеты для «хорошего» и «плохого» пластов. Из таблицы можно сделать
вывод, что снижение устьевого давления как техническое решение для продле-
ния периода устойчивой работы скважины более эффективно для пластов с вы-
сокими фильтрационными характеристиками.
Таблица 5. Расчетные результаты снижения устьевого давления для «хороше-
го» и «плохого» пластов.
Пласт
р
уст
= 0,78 МПа
р
уст
= 0,49 МПа
р
пл мин
,
МПа
Q
мин
,
тыс.м
3
/сут.
Q
раб
,
тыс.м
3
/сут.
р
пл мин
,
МПа
Q
мин
,
тыс.м
3
/сут.
«Хороший»
0,95
125
250
0,65
99
«Плохой»
1,39
106
140
1,07
85
Газлифт. Было рассмотрено использование газлифта для продления сро-
ка работы обводняющейся скважины и повышения таким образом конечной га-
зоотдачи.
Расчеты проводились для разных способов установления режима закачки
газа по затрубью: поддержание устьевого давления на постоянном уровне, под-
держание дебита закачки на постоянном уровне, поддержание постоянной ве-
личины потерь в стволе скважины. На рисунке 6 представлена иллюстрация ра-
боты газлифта в режиме поддержания постоянного давления закачки.
Из рисунка видно, что при закачке газа по затрубью забойное давление
повышается за счет поступления дополнительного количества газа, соответст-

---

Page 21

21
венно приток газа из пласта уменьшается; однако без газлифта скважина вооб-
ще не работает. В таблице 6 представлены результаты расчета газлифта для
«хорошего» и «плохого» пластов при работе скважины с НКТ диаметром 10,0
см; диаметр затрубья составляет 15,3 см. Из таблицы видно, что для «хороше-
го» пласта использование газлифта с трубой 10,0 может оказаться не эффектив-
ным.
Рисунок 6. Иллюстрация работы газлифта.
Таблица 6. Результаты расчета газлифта для «хорошего» и «плохого» пластов.
Пласт
Без закачки
Закачка с поддержанием давления
на устье р
уст
= 1,02 МПа
р
пл мин
,
МПа
Q
мин
,
тыс.м
3
/сут.
Q
доб
,
тыс.м
3
/сут.
Q
зак
,
тыс.м
3
/сут.
р
пл мин
,
МПа
«Хороший»
0,89
53
27
42
0,87
«Плохой»
1,1
50
36
61
0,91
Эксплуатация скважины по концентрическому лифту. Концентриче-
ский лифт (КЛ) представляет собой две коаксиальные лифтовые трубы. Внут-
реннюю (более тонкую) трубу называют центральной лифтовой колонной
(ЦЛК). Газ или газожидкостная смесь могут подниматься по ЦЛК и по межко-
лонному кольцевому пространству (МКП), ограниченному внутренней поверх-
ностью внешней трубы и внешней поверхностью внутренней трубы.

---

Page 22

22
Концентрический лифт применяется для уменьшения потерь в лифтовой
колонне и таким образом увеличения дебита. Принцип действия КЛ можно
представить так, как это изображено на рисунке 7. Предположим, технологиче-
ский режим скважины определяется точкой 1. В точке 2 потери в стволе значи-
тельно меньше, однако и дебит существенно меньше. Применение КЛ позволя-
ет поддерживать технологический режим скважины в точке 3, что существенно
увеличивает суммарный дебит скважины. Таким образом, если часть пластово-
го газа направить по межколонному пространству, то скважина будет работать
с более высоким дебитом вследствие снижения потерь давления.
Рассмотрим условия, при которых может работать концентрический
лифт. Минимум потерь в ЦЛК – первое из условий. Оно эквивалентно выпол-
нению соотношения (11) и для ЦЛК соответствует точке 2 на рисунке 7:
B
+
Fr
A
=
i
0
*
0

(15)
и
0
*
*
Fr
=
Fr
.
(16)
Рисунок 7. Иллюстрация принципа действия концентрического лифта.
Второе условие касается работы межколонного кольцевого пространства
как лифта для сухого газа. В нем необходимо поддерживать дебит не больше
минимального, обеспечивающего вынос жидкости, с тем расчетом, чтобы по
МКП вверх двигался только газ; при этом жидкость в случае ее конденсации из
газа будет стекать по стенкам вниз и выноситься через ЦЛК. Второе условие
для МКП определяется из соотношения

---

Page 23

23
0
*
*
Fr
<
Fr
.
(17)
Таким образом, вся жидкость, поступающая из пласта, выносится через
ЦЛК, а пластовый газ разделяется на два потока – в ЦЛК и в МКП. Дебит жид-
кости, выраженный в л/сут, определяется соотношением:


W
Q
+
Q
=
q
мкп
цлк

,
(18)
где W – величина водогазового фактора, л/тыс.м
3
; Q
цлк
– дебит в центральной
лифтовой колонне, тыс.м
3
/сут; Q
мкп
- дебит в межколонном пространстве,
тыс.м
3
/сут. При расчетах необходимо иметь ввиду, что в формуле для модифи-
цированного параметра Фруда должен использоваться эквивалентный диаметр
межколонного пространства, который определяется из соотношения
5
2
1
2
3
1
2
)
D
+
(d
)
D
(d
=
D
эф


,
(19)
где d
2
– внутренний диаметр внешней трубы, D
1
– внешний диаметр внутренней
трубы.
Рисунок 8. Предельные условия по давлению на устье
Одновременное выполнение условий (16) и (17) накладывает огра-
ничения на соотношения между устьевыми давлениями межколонного про-
странства и центрального лифта. Межколонное пространство необходимо
«поджимать», иначе по нему может начать поступать вода; в этом случае рабо-
та МКП как лифта может быть неустойчивой. На рисунке 8 в качестве примера
представлена зависимость устьевых давлений МКП и ЦЛК и разница между
ними, оптимальная с точки зрения работы скважины при минимальных потерях

---

Page 24

24
в стволе. Уменьшение давления на устье МКП можно создавать регулируемым
запорным устройством. Из рисунка 8 видно, что чем меньше дебит скважины,
тем больше надо «зажимать» штуцер межколонного пространства.
Закачка в затрубье сухого газа. В работе рассмотрена еще одна техно-
логия эксплуатации скважин на поздней стадии разработки для случая, когда
вода, поступающая на устье, является чисто конденсационной, что можно уста-
новить с помощью геохимических анализов. Эта технология в ряде случаев
может оказаться полезной, хотя она не имеет прямой связи с представленными
результатами экспериментов.
Поскольку из-за больших толщ вечномерзлых пород, характерных для
месторождений Крайнего Севера, происходит интенсивный теплообмен между
движущимся вверх газом (в пласте он имел температуру около 32
0
С) и этими
породами, температура газа, поступающего на устье, снижается до -1 ÷ +12
0
С.
В случаях, когда при этом температура газа в стволе становится ниже точки ро-
сы, конденсируется жидкая фаза. Если точку росы газа поддерживать ниже
температуры газа по всему стволу, конденсации жидкой фазы не произойдет, и
скважина будет работать устойчиво.
Понижать точку росы можно путем смешивания на забое влажного пла-
стового газа и сухого газа, подаваемого по затрубью. Схема закачки в затрубье
похожа на газлифтную, но действие у них разное.
В качестве примера рассмотрим следующие условия: пластовое давление
снизилось до 1,10 МПа, эксплуатация скважины осуществляется по НКТ диа-
метром 10,0 см, длина НКТ 1000 м, устьевое давление составляет 0,78 МПа,
пластовая температура равна 32
0
С, устьевая температура равна 10
0
С, в про-
дукции газа имеется конденсационная вода. При таких условиях скважина ра-
ботает на своем предельном режиме, при этом дебит достиг своего минималь-
ного допустимого значения 50 тыс. м
3
/сут., и для дальнейшей устойчивой экс-
плуатации скважины необходимо изменить технологический режим ее работы.
Для дебита Q = 50 тыс. м
3
/сут. количество выпадающей в скважине воды в
единицу времени составляет 4,39 л/час, или 105 л/сут. Если не предпринять
специальных мер, со временем произойдет задавливание скважины водой.
Для расчета потребного расхода сухого газа, закачиваемого по затрубью,
принято, что влажность сухого газа равна W = 0,026 см
3
/м
3
. Тогда минимально
необходимый дебит газа закачки (циркуляции) составит




з
уст
уст
пл
пл
з
W
W
W
W
Q
=
Q



,
(20)
где W
пл
, W
уст
и W
з
– влагосодержания газа на забое, на устье и газа закачки
(циркуляции), Q
з
– дебит закачки (циркуляции), Q
пл
– дебит добываемого из
пласта газа. Для условий рассматриваемого примера при закачке сухого газа в
объеме 61 тыс.м
3
/сут. из пласта будет поступать газ с дебитом 38 тыс.м
3
/сут.
Суммарный дебит равен 99 тыс.м
3
/сут. Соотношение дебитов газа закачки и
пластового равно 1,6; это значение практически такого же порядка, как в случае
газлифта.

---

Page 25

25
Влагосодержание закачиваемого газа на уровне W = 0,026 л/тыс.м
3
соот-
ветствует установленным нормативными документами требованиям к газу по-
сле осушки на УКПГ в холодных климатических условиях.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1.
Впервые проведены экспериментальные исследования вертикальных
газожидкостных потоков в трубах диаметром до 15,3 см при ВГФ в диапазоне
0,1 -20 см
3
/м
3
при давлениях до 3,0 МПа;
2.
На основе полученных экспериментальных результатов разработана
математическая модель вертикальных газожидкостных потоков с малым
содержанием жидкости в трубах большого диаметра;
3.
На базе созданной модели разработана методика расчетов
технологических режимов газовых скважин на завершающей стадии
разработки;
4.
Разработанная методика реализована в программных комплексах для
расчетов технологических режимов отдельных скважин и промысла в целом;
5.
Проведена апробация методики расчетов в условиях ПХГ и газового
промысла.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1.
Смирнов В.С., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Серегина Н.В. Оценка
стабильности коэффициента теплопроводности блочно-цилиндрической изоля-
ции труб лифтовых теплоизолированных (ТЛТ-168х114) по результатам стен-
довых и промысловых теплотехнических испытаний // Строительство нефтя-
ных и газовых скважин на суше и на море. – 2006. - № 6. – С. 11–13.
2.
Бузинов С.Н., Бородин С.А., Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев
О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных
систем в газовых скважинах // Георесурсы. – 2010. - №4. – С. 55-58.
3.
Бородин С.А., Пищухин В.М., Шулепин С.А., Николаев О.В. Результаты
экспериментальных исследований, проведенных на стенде по отработке техно-
логий эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки месторож-
дений // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освое-
ния (WGRR-2010): тезисы докладов II Международной научно-практической
конференции 28-29 октября 2010 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. – C. 103.
4.
Бузинов С.Н., Воронов С.А., Дудникова Ю.К., Шулепин С.А., Николаев
О.В., Кодаш М.В. Интеллектуализация процессов работы подземных хранилищ
газа // Подземное хранение газа: надежность и эффективность (USG-2011): те-
зисы докладов III Международной научно-практической конференции 24-25
мая 2011 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - С. 27.
5.
Бородин С.А., Бузинов С.Н., Васильев Ю.Н., Николаев О.В., Шулепин
С.А. Разработка многоцелевой установки для отработки технологий эксплуата-

---

Page 26

26
ции газовых скважин на поздней стадии разработки // Сборник научных статей
аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ». – М.: ООО «Газпром
ВНИИГАЗ», 2011. – С. 10-24.
6.
Николаев О.В., Николаев В.А. Влияние эффектов релаксации на извлече-
ние углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения
// Газовая промышленность. – 2011. - № 2. - С. 12-14.
7.
Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Бородин С.А., Михайлов А.Н., Николаев О.В.,
Шулепин С.А. О формуле для расчета потерь давления в газовых скважинах на
поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. – 2011.
- № 12. – С. 18-21.
Подписано к печати 12.03.2012 г.
Заказ № 3745
Тираж 120 экз.
1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
по адресу: 142717, Московская область,
Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»