Device for preventing the formation of liquid plugs in a gas collection system or in a non-straight gas well

全文:

Введение

Современные условия разработки газовых и газоконденсатных месторождений характеризуются значительными трудностями: распространением преимущественно низкопроницаемых коллекторов [1], падением добычи газа и конденсата, выработкой значительной части запасов, трудностями в подборе жидкости глушения с минимальной кольматацией призабойной зоны [2], снижением пластового давления, изношенностью эксплуатационного фонда [3], необходимостью минимизации углеродного следа [4], истощением сырьевой базы Российской Федерации [5]. Так как по мере отбора газа из продуктивного пласта газоводяной контакт (ГВК) поднимается и увеличивается относительная фазовая проницаемость по воде [6], оператор месторождения неизбежно сталкивается с процессом обводнения практически всего фонда газовых скважин [7]. Это значительно усложняет условия эксплуатации, требует значительных затрат для очистки и подготовки попутно добываемой воды [8], удорожает себестоимость добычи и вызывает ряд сопутствующих проблем, связанных с добычей и транспортировкой полезного ископаемого (например, увеличивается вероятность образования газовых гидратов как внутри скважины, так и в системе устьевых трубопроводов [9]). Поэтому в современной промысловой практике известны разнообразные по своей природе способы удаления жидкости с забоя газовых скважин, среди которых [10]:

• продувка скважины в атмосферу или в горизонтальную факельную установку;
• введение газа в затрубное пространство добывающей скважины (газлифт) [11];
• применение концентрических лифтовых колонн (КЛК);
• применение твердых и жидких поверхностно-активных веществ (ПАВ) [12];
• плунжерный лифт [13];
• использование глубинного насоса [14].

Большинство из применяемых способов не раз доказали свою эффективность по выносу капельной жидкости из ствола скважины на разных газовых промыслах по всей территории России [15]. Но перечисленные выше способы лишь доставляют скопившуюся на забое жидкость до устья скважины, которое зачастую не оборудовано специальными устройствами для приема или утилизации попутной воды, поэтому поднимаемая жидкость поступает в систему трубопроводов вместе с добываемым газом и транспортируется до установки комплексной подготовки газа (УКПГ) [16]. В связи с этим возникает ряд трудностей, связанных, например, с обмерзанием внутрипромысловых трубопроводов и манифольдов скважин, мониторинг которых требует высокотехнологичного оборудования и значительных затрат [17]. Это становится возможным из-за того, что зачастую расстояния от устья скважины до УКПГ являются значительными, а напора добываемого газа не хватает для транспортировки всей выносимой жидкости, так как она не диспергирована в потоке добываемого флюида. То же самое можно сказать для непрямолинейного участка газовой скважины, где иногда случается так, что напора газа не хватает для выноса жидкости из ствола скважины [18]. В результате образуются локальные скопления капельной жидкости (застойные зоны), которая в условиях низких температур быстро замерзает с образованием «ледяных пробок» (внутри скважины же вырастает вероятность образования газовых гидратов), препятствующих нормальной разработке газовой залежи (проходное сечение трубопроводов или участка скважины сужается вплоть до полного перекрытия потока). В результате компания должна тратить значительные средства на поиск таких пробок и их устранение [19].

Существующие способы решения проблемы

Для того чтобы предложить рациональное решение существующей проблемы, необходимо провести детальный анализ существующих на данный момент устройств. Укрупненно все современные решения можно поделить на две большие группы: внутрискважинные (хорошо реализуемые именно в вертикальных трубопроводах) и поверхностные (лучше показывают свою эффективность именно в горизонтальных трубопроводах).

Что касается внутрискважинных устройств, можно сказать, что они не получили широкого распространения. Одним из наиболее известных устройств такого типа является диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин. Общий вид представлен на рис. 1 [20].

 

Рис. 1. Диспергатор для выноса водных скоплений из газовых скважин [20] (1 – корпус; 2, 5 – усеченные конусы; 3 – цилиндрическая вставка; 4 – каналы)

Fig. 1. Dispersant for removing water accumulations from gas wells [20] (1 – body; 2, 5 – truncated cones; 3 – cylindrical insert; 4 – channels)

 

Принцип работы устройства основан на законе Бернулли: в широкой части скорость потока газа ниже, но давление выше, а в цилиндрической вставке – 3, наоборот, скоростной напор газа становится выше с некоторым снижением пьезометрического напора. В результате образуется разность давлений, благодаря которой скопившаяся жидкость по каналам – 4 поступает в цилиндрическую вставку – 3, где происходит впрыскивание. Недостатком данного устройства является низкое качество смешивания жидкости и газа ввиду слабой турбулизации потока. Более того, расположенные по всей окружности каналы для впрыскивания жидкости значительно уменьшают эффективную площадь трубопровода, что приводит к значительным потерям напора газа [21].

Другим не менее известным внутрискважинным устройством является диспергатор в виде кольца с конусообразной поверхностью, который устанавливается каждые 200–250 м внутри основной лифтовой колонны (ОЛК) при эксплуатации скважины по технологии КЛК. Общий вид представлен на рис. 2 [22].

 

Рис. 2. Диспергатор в виде кольца с конусообразной поверхностью [22] (5 – диспергаторное кольцо; 7 – торец ОЛК; a – ширина кольца; h – высота конуса кольца; D, d – внутренний и внешний диаметры кольца соответственно)

Fig. 2. Dispersant in the form of a ring with a cone-shaped surface [22] (5 – dispersant ring; 7 – MPS end; a – ring width; h – ring cone height; D, d – inner and outer diameters of the ring, respectively)

 

Принцип работы диспергаторного кольца основан на явлении гидродинамической неустойчивости Рэлея–Тейлора и связанного с ней турбулентного перемешивания. Такое кольцо позволяет вернуть в поток восходящего газа стекающую по стенкам вниз жидкость, тем самым обеспечив ее полное извлечение из ствола скважины. Очевидным недостатком данного устройства является невозможность его применения на горизонтальных участках скважины и трубопроводах, а также значительные потери давления при большой глубине залежи.

Говоря о поверхностных устройствах, наибольшее распространение из них получили устройства вихревого типа (рис. 3, слева [23]), различные варианты миксеров (рис. 3, справа [24]), а также оборудование в виде витиеватой щетки (рис. 4).

 

Рис. 3. Устройства для преобразования расслоенного потока в дисперсный [23, 24]

Fig. 3. Devices for converting stratified flow into dispersed flow [23, 24]

 

Рис. 4. Устройство в виде витиеватой щетки [24]

Fig. 4. Device in the form of a rotating brush [24]

 

Принцип работы всех представленных выше устройств схож: они предназначены для турбулизации потока с целью перемешивания газовой и жидких фаз. Общий недостаток всех турбулизаторов такого типа – большая площадь соприкосновения с потоком добываемого флюида и, как следствие, значительные потери напора на этом участке.

Исходя из анализа существующих решений, можно кратко сформулировать требования, предъявляемые к универсальному устройству для предотвращения формирования жидкостных пробок в системе сбора газа или в непрямолинейной газовой скважине:

1) редлагаемое устройство должно быть применимо на горизонтальных участках скважин и наземных трубопроводах системы сбора газа;

2) устройство должно хорошо турболизировать поток, чтобы обеспечить диспергирование капель жидкости в потоке газа;

3) потери напора на устройстве не должны быть значительными.

Предлагаемое устройство

Основываясь на приведенных требованиях, предлагается использовать запатентованное авторами устройство [25], которое представлено на рис. 5.

 

Рис. 5. Предлагаемое устройство (1 – корпус; 2 – входная часть; 3 – узкая часть; 4 – каналы для впрыскивания жидкости; 5 – турбулизирующие каналы)

Fig. 5. Proposed device (1 – body; 2 – inlet part; 3 – narrow part; 4 – channels for liquid injection; 5 – turbulizing channels)

 

Устройство работает следующим образом. Корпус устройства – 1 устанавливается вместо участка трубопровода системы сбора газа или как участок горизонтального окончания газовой скважины. Для предотвращения излишних потерь напора рекомендуется принимать длину устройства l_у ≥ 5d_тр, где d_тр – наружный диаметр трубопровода (скважины) [26]. Поток газа из скважины попадает во входную часть – 2. Ее наибольший линейный размер  0,85  выбирается также из соображения минимизации потерь напора газа.

Для описания работы устройства необходимо применить закон Бернулли к данному случаю (потери напора по длине здесь пренебрежимо малы [27], поэтому они не учитываются):

$\frac{p_1}{\rho g}+\frac{u_1^2}{2g}=\frac{p_2}{\rho g}+\frac{u_2^2}{2g}+\frac{\xi u_2^2}{2g}$, (1)

где p₁  – избыточное давление потока газа во входной части, Па; $u_1^2$ – скорость газа во входной части, м/с; p_ц – избыточное давление потока газа в узкой части, Па; $u_2^2$ – скорость газа в узкой части, м/с; ρ – плотность газа (ввиду малого изменения давления принимается постоянной), кг/м³; ξ – коэффициент местных потерь давления [28].

Согласно этому закону, при движении газа во входной части – 2 его давление уменьшается, а скорость увеличивается. Максимальную скорость  и минимальное давление  поток газа будет иметь как раз в узкой части – 3. В результате этого образуется некоторая разность давлений р:

$∆p=p_1-p_2$. (2)

Эта разность давлений заставит двигаться скопившуюся в трубопроводе (скважине) жидкость по каналам для впрыскивания жидкости – 4, в конце которых эта жидкость инжектируется в поток газа в узкой части – 3 [29]. Каналы для впрыскивания жидкости – 4 расположены в нижней части устройства, так как внутри трубопровода существует гравитационное расслоение потока газа и жидкости. Их количество зависит от суточного объема вынесенной из скважины жидкости (в представленном примере их три).

После этого поток газа вместе с впрыснутой в него жидкостью попадают в турбулизирующие каналы – 5, где происходит их взаимное перемешивание для более надежной диспергации капель жидкости в потоке газа и предотвращения дальнейшего расслоения. Турбулизирующие каналы представляют собой расширяющиеся винтовые трубопроводы, которые в конце соединяются в один поток. В приведенном примере устройство содержит четыре таких турбулизирующих канала. Такое количество каналов обусловлено необходимостью минимизации пульсации трубопроводов в условиях их прокладки на участках с мерзлыми грунтами [30].

После прохождения через представленное устройство поток газа с диспергированной в нем жидкостью доходит до УКПГ, где происходит их разделение.

Далее необходимо провести расчет устройства. Для примера использована скважина с устойчивым выносом жидкости на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении [31]. Подразумевается установка устройства в качестве участка газосборного коллектора (ГСК) на кусте скважин. Исходные данные: давление в ГСК – p_ГСК = 2 Мпа; T_ГСК = 273 К; T_кр = 190,49 К; p_кр = 4,572 Мпа; ρ_г = 0,677 кг/м³, ρ_в = 1017 кг/м³; d_ГСК = 0,2 м, Q_г = 4160 м³/ч, Q_в = 20 м³/сут.

Суть расчета сводится к вычислению разности давлений р по формуле (2), чтобы оценить эффективность инжекции жидкости в поток газа. Для этого необходимо рассчитать давление в узкой части – 3, что можно сделать при помощи уравнения (1). Скорость газа в трубопроводе определяется по формуле [32]:

$u=0,1273\frac{QzT}{P{d}^2}$, (3)

где u – скорость потока, м/с; Q – дебит газа, м³/ч; T – температура газа, К; z – коэффициент сверхсжимаемости газа; Р – давление газа, МПа; d – внутренний диаметр трубопровода, мм.

Коэффициент сверхсжимаемости газа определяется по зависимости Платонова–Гуревича [33]:

$z=(0,4\times lg{\left(T_{пр}\right)+0,73)}^{P_{пр}}+0,1\times P_{пр}$,

где T_пр – приведенная температура,

$T_{пр}=\frac{T_{г}}{T_{кр.см}}=\frac{273}{190,49}=1,433$;

 – приведенное давление,

$$\begin{gathered} P_{пр}=\frac{{Р}_{г}}{{Р}_{кр.см}}=\frac{2}{4,572}=0,437; z={(0,4\times lg{T}_{пр}+0,73)}^{P_{пр}}+0,1\times P_{пр}=0,947; u_2=0,1273\frac{QzT}{P_2{d}^2}= \\ =0,1273(4160\times 0,947\times 273)/\frac{4160\times 0,947\times 273}{2\times {200}^2}=1,78 м/с. \end{gathered}$$

Таким образом, скорость в ГСК потока газа равна 1,78 м/с. Известно, что максимально допустимая скорость газа в газопроводах составляет 25 м/с [34]. Зная этот параметр и приняв его за максимально допустимую скорость в узкой части – 3, при помощи формулы (3) можно рассчитать диаметр узкой части – 3. Он равен =60 мм.

Значение коэффициента местных сопротивлений ξ выбирается исходя из рекомендаций, основанных на изменении диаметров сечений и плавности их изменения [35], и определяется ξ = 0,1.

Плотность газа рассчитывается через уравнения состояния реального газа. При заданных термобарических условиях она равна = 12,631 кг/м³.

Подставляя имеющиеся значения в уравнение Бернулли, можно найти давление в узкой части – 3:

$\frac{p_1}{\rho g}+\frac{u_1^2}{2g}=\frac{p_2}{\rho g}+\frac{u_2^2}{2g}+\frac{\xi u_2^2}{2g}\Rightarrow p_2=\left(\frac{p_1}{\rho g}+\frac{u_1^2}{2g}-\frac{u_2^2}{2g}+\frac{\xi u_2^2}{2g}\right)\times \rho g=1,997 МПа$.

Имеющаяся разница давлений:

$∆р={р}_1-{р}_2=2758,88 Па$.

Применив же уравнение Бернулли к скопившейся жидкости, можно рассчитать, с какой скоростью она будет двигаться по каналам всасывания – 4, и, как следствие, какой расход будет через эти каналы. Это уравнение запишется в виде (потерями напора на местное сопротивление в каналах всасывания – 4 можно пренебречь ввиду малой величины):

$\frac{p_1}{{\rho }_{ж}\times g}=0,5\times d_{г}ск+\frac{p_2}{{\rho }_{ж}\times g}+\frac{u_{в}^2}{2\times g}+h_{дл}$,

где h_дл – потери напора по длине, м; u_в – скорость жидкости в узкой части – 3, м/с.

Пропуская промежуточные вычисления, рассчитывается скорость жидкости в узкой части – 3:

$u_{в}=0,313 м/с$.

Тогда суточный расход воды через один канал всасывания жидкости:

$$\begin{gathered} q=u\times 0,25\times \pi \times d^2 \\ q=u\bullet 0,25\times \pi \times d^2=8,51 {м}^3/сут. \end{gathered}$$

Тогда три канала всасывания жидкости способны инжектировать:

$Q=3\times q=25,53 {м}^3/сут$.

Таким образом, предлагаемое устройство способно инжектировать 25,53 м³/сут выносимой жидкости в сутки, что больше заданного значения суточного дебита по жидкости, а значит оно работает эффективно.

Заключение

Проблема обводнения газовых скважин наблюдается повсеместно, поэтому разрабатывается все больше способов освобождения ствола газовой скважины от пластовой жидкости. Большинство из них действительно эффективны и способны продлить жизнь скважине, позволяя выносить капельную жидкость с их забоя. Но в то же время практически ни один из существующих способов не учитывает возможность дальнейшего продвижения вынесенной жидкости по системе сбора и подготовки продукции, из-за чего возникает ряд трудностей при эксплуатации газовых промыслов.

В данной работе предлагается применение универсального устройства для предотвращения формирования жидкостных пробок в системе сбора газа или в непрямолинейной газовой скважине, которое дополняет решение проблемы эксплуатации обводняющихся газовых скважин. Использование предлагаемого устройства с любым способом освобождения ствола скважины от скопившейся жидкости представляет собой комплексный подход в решении рассматриваемой проблемы.

作者简介

Damir Muktasipov

Saint Petersburg Mining University

编辑信件的主要联系方式.
Email: chuxarev96@mail.ru

Student

俄罗斯联邦, Saint Petersburg

Elena Safiullina

Saint Petersburg Mining University

Email: safiullinaeu@yandex.com

Cand. Sc., Associate Professor

俄罗斯联邦, Saint Petersburg

参考

补充文件