Скорость в НКТ и вынос жидкости с забоев газовых скважин

Последнее сообщение
MironovEP 2081 12
Фев 12

Есть ли такая формула по которой можно посчитать что при скорости например 2м/с макимальный вынос воды составит 3 м3/сут, при сокорости 5 м/с - 5 м3/сут.. для соответсвующих диаметров НКТ??

men4gd 6 9
Фев 12 #1

есть такая методика. вкратце смотри - Гриценко, Ермилов... РУководство... Если не в кратце, то дома был пример, могу поискать.

MironovEP 2081 12
Фев 12 #2

посмотрю обязательно, но от примера не откажусь, спасиб vostochka93 (@) gmail.com

Light_Sweet_Crude_Oil 39 12
Фев 12 #3

Robert P. Sutton на onepetro может поможет:

Guidelines for the Proper Application of Critical Velocity Calculations

Lifting Liquids From Natural Gas Wells: Tubing-Casing Junction

Zorg 593 13
Фев 12 #4

Здесь есть расчет http://www.peteng2.com/

GAS WELL LIQUID LOAD-UP

Critical Rate For Gas Well Unloading

MironovEP 2081 12
Фев 12 #5

а вообще возможно ли в экселе сообразить расчет смены НКТ в работающей скважине. нам известны дебит, диаметр и устьевое (забойное).. надо посчитать как изменится устьевое и дебит при изменении диаметра.. какой алгоритм?

pevgen 429 11
Фев 12 #6

Можно наверное и в екселе, но лучше на узловой модели....

Zorg 593 13
Фев 12 #7

Есть много полезных эксель файлов с книжкой:

Boyun__Guo_Petroleum_Production_Engineering_A_Computer-Assisted_Aproach. 

В том числе там есть файл для расчета Рзаб в работающей газовой скважине (файл должен приложиться к сообщению). С помощью этого файла ты можешь построить зависимость давления на башмаке НКТ от различных дебитов газа. Рассчитав несколько зависимостей для НКТ разного диаметра и совместив их с индикаторной линией, ты сможешь определить дебит газа для НКТ разного диаметра.

MironovEP 2081 12
Фев 12 #8

понял, спасибо за помощь:)

Alexey S 567 12
Фев 12 #10

vostochka93, все формулы по выносу, к сожалению, могут давать (и дают :)) погрешность в очень широком диапазоне (от 50 до 200%). Поэтому простым расчетом в Екселе или на узловой модели здесь не обойтись, особенно если хочется сделать расчет по выносным пределам жидкой фазы. Очень много, в данном случае, зависит от типа коллектора, его свойств и флюида. Причина в этом банальна - большинство таких моделей являются эмпирическими (полученными в результате натурных или лабораторных исследований).

Наилучшим вариантом мог бы быть анализ ГДИ по влагосодержанию, но скважину перед ГДИ обязательно продувают, да и на режимах скважину никто сутки на факел уже жечь не будет. К тому же мы помним, что исследования на влагосодержание иногда является вредным исследованием, нежели полезным :).

Но проблема не является такой запущенной :). Свойства сеномана не являются для нас тайной, да и свойства сеноманского газа тоже. У газа есть одно замечательное свойство: если есть вода, то газ постарается насытиться им до полного влагосодержания (в пластовых условиях). Если воды больше, то тут в помощь сепаратор на ГДИ и формула, которую я тебе давал :).

Данная формула также является эмпирической, но уже включена в Газпромовский стандарт по расчету тех режимов работы газовых скважин, так как является наиболее точной и опробованной уже на протяжении более 5 (или уже 8? Не помню.) лет на известных тебе месторождениях.

P.S. Ё, нашел проблему :).

MironovEP 2081 12
Фев 12 #11

Alexey S пишет:

vostochka93, все формулы по выносу, к сожалению, могут давать (и дают :)) погрешность в очень широком диапазоне (от 50 до 200%). Поэтому простым расчетом в Екселе или на узловой модели здесь не обойтись, особенно если хочется сделать расчет по выносным пределам жидкой фазы. Очень много, в данном случае, зависит от типа коллектора, его свойств и флюида. Причина в этом банальна - большинство таких моделей являются эмпирическими (полученными в результате натурных или лабораторных исследований).

Наилучшим вариантом мог бы быть анализ ГДИ по влагосодержанию, но скважину перед ГДИ обязательно продувают, да и на режимах скважину никто сутки на факел уже жечь не будет. К тому же мы помним, что исследования на влагосодержание иногда является вредным исследованием, нежели полезным :).

Но проблема не является такой запущенной :). Свойства сеномана не являются для нас тайной, да и свойства сеноманского газа тоже. У газа есть одно замечательное свойство: если есть вода, то газ постарается насытиться им до полного влагосодержания (в пластовых условиях). Если воды больше, то тут в помощь сепаратор на ГДИ и формула, которую я тебе давал :).

Данная формула также является эмпирической, но уже включена в Газпромовский стандарт по расчету тех режимов работы газовых скважин, так как является наиболее точной и опробованной уже на протяжении более 5 (или уже 8? Не помню.) лет на известных тебе месторождениях.

P.S. Ё, нашел проблему :).

 

да:) ну вот как видишь из обсуждения адекватных то ответов по пальцам пересчитать:) видимо все таки тема стоила обсуждения:)) или наоборот.. все "мэтры" остались в стороне с настроем что мол типа учебники читать надо:)))) ну спасибо за направление, но формулу попрошу повторить эмпирическую:) похоже затерял в своих бумажках :))))) спасибо

Zorg 593 13
Фев 12 #12

Оффтоп

Алексей, а есть стандарт по расчету тех режимов нефтяных скважин? Газпромовский или другой?

denfromufa 89 9
Фев 12 #13

Вынос жидкости из скважины зависит от многих факторов и может потребовать расчетов в софте, например мы используем OLGA, LedaFlow, т.к. могут возникнуть нестационарные процессы. Сравнивали с методиками из литературы.

Alexey S 567 12
Фев 12 #14

To vostochka93

Мэтры ответили нормально:), так как методик толпа и здесь задача - выбрать наилучшую. Лучше всего подходит формула Точигина. Помнишь, я тебе Екселевский файлик давал? Там как раз и НКТ тоже участвовала :).

То Zorg

В Газпроме РД по оптимальным подборам тех режимов - это новье (вышел вроде в 2011). Других документов до этого я не встречал. По нефти, конечно, можно было написать "умный" пост, типа, скважины разные, подбор - дело уникальное для каждого месторождения и т.д., но вы и сами это наверняка знаете, так как явно копали эту тему :). Но, есть подозрение, что в Shell есть подобный документ. Было-бы замечательно, если ребята из Салыма или Сахалина отписали на эту тему более подробно.

To denfromufa

Расчет в софте - дело нужное, но не все формулы одинаково полезны. ИМХО, отслеживание устьевого будет намного интереснее и полезнее для анализа режима :). Особливо для кондера.

MironovEP 2081 12
Фев 12 #15

Точигина в студию;) не нашел файлик твой Алексей;( можешь продублировать (ящик верхних постах)

Alexey S 567 12
Фев 12 #16

Понял. Найду - отправлю (ща на другой комп переезжаю).

Tunoch 5 9
Фев 12 #17

Посоны, прикрепил.

И еще Рем Вяхирев и КО запатентовали метод один:

http://ru-patent.info/21/20-24/2124635.html

 

 

 

MironovEP 2081 12
Фев 12 #18

че то интересно.. я думал этот метод изобрели еще в то время когда вяхирев пешком ходил под стол...

PetroStalker 99 13
Дек 12 #19

Подскажите а минимальная скорость выноса воды больше или меньше минимальной скорости выноса мех. примесей? И как можно расчитать скорость выноса мех. примесей на подобие корреляций Тернера, Точигина и пр.?

MironovEP 2081 12
Дек 12 #22

да.. пытался пытался.. так и не работает нормальный копи паст из Office сразу в форму картинок. там формулу пытался вставить для твердых частиц. стокса кажется

PetroStalker 99 13
Дек 12 #23

http://burneft.ru/archive/issues/2010-06/2 оно?

MironovEP 2081 12
Дек 12 #24

кинь мыло на vostochka93(@)gmail.com кину расчеты

stan 15 7
Авг 17 #25

Пожалуйста, поделитесь материалом по расчету необходимых скорости, дебита газа для выноса жидкости. 

STI10 20 3
Авг 17 #26

stan пишет:

Пожалуйста, поделитесь материалом по расчету необходимых скорости, дебита газа для выноса жидкости. 

Если интересуют приблеженные методы расчета, то Точигин и Тернер. Точигин практически всегда показывает результат больший чем Тернера, так как первый описывает кольцевое движение воды по стенке скважины, а второй подъем наибольшей капли в "тумане" потока.

Вывод уравнения Тернера есть у Джеймса Ли "Эксплуатация обводнившихся газовых скважин", да и вообще много интересного про проблему написано.

Если не сможешь найти, то на почту могу скинуть.  

SpiderS 95 6
Авг 17 #27

Более правильно использовать термин "критический дебит", потому что процесс самозадавливания зависит не только от скорости, там много факторов:

- диаметр НКТ

- давление 

- траектория скважины

- состав жидкости

При разных значения этих параметров меняется и значение критического дебита.

Я провожу анализ по значению критерия Фруда. Этот комплексный показатель, на мой взгляд, лучше всего отображает процессы. Скиньте мыло, я отправлю одну дисертицию, там довольно подробно разобраны несколько критериев. 

 

STI10 20 3
Авг 17 #28

SpiderS, все зависит от того, чем является ваша конечная цель. С точки зрения технологического режима работы скважин более информативно использовать все таки критическую скорость, так как скорость потока - это объемный расход поделенный на диаметр сечения трубы, а регулирование процесса выноса жидкости с забоя зачастую производится путём подбора соответствующего диаметра НКТ. Все приведенные Вами факторы учитываются как в Тернере, так и в Точигине. Методов много, но о корректности или не корректности применения говорить сложно. Выше говорили, что отклонения подобных расчётов от действительности 50-200%, не знаю откуда эти цифры, но и опровергнуть их не могу.

SpiderS 95 6
Сен 17 #29

По поводу информативности согласен.

Я бы разделил "Скорость" и "Критическую скорость". Большинство считает "Скорость" (то есть как работает скважина сейчас) при этом очень мало кто считает "Критическую скорость" или "критический дебет" (сколько должно быть, чтобы скважина нормально работала).

Соответственно если существующая скорость потока в скважине выше "критической", то скважина работает стабильно, если ниже то самозадавливается.

Хочется отметить, что величина "критической скорости" для каждой скважины индивидуальна. 

Величина "критической скорости" зависит от:

1. Изобарических условий (давления и температура)

2. Профиля скважины

3. Конструкции (прежде всего диаметра НКТ)

4. Состав жидкости

Изобарические условия изменяются - давления и температура постепенно снижаются, условия для выноса жидкости ухудшаются (поток газа становиться менее плотным и снижается его несущая способность), соответственно "критическая скорость" постепенно возрастает.

Диаметр НКТ так же сильно влияет на процесс, при одной и той же скорости потока лучше будет выноситься жидкость на меньшей НКТ . Это связано с тем, что меньше периметр окружности по которой стекает жидкость. 

И очень сильно зависит "критическая скорость" от состава жидкости. Конденсат имеет меньшую плотность чем вода, соответственно выносится со скоростью в два раза меньше чем вода. 

 

 

 

 

MironovEP 2081 12
Сен 17 #30

SpiderS пишет:

По поводу информативности согласен.

Я бы разделил "Скорость" и "Критическую скорость". Большинство считает "Скорость" (то есть как работает скважина сейчас) при этом очень мало кто считает "Критическую скорость" или "критический дебет" (сколько должно быть, чтобы скважина нормально работала).

Соответственно если существующая скорость потока в скважине выше "критической", то скважина работает стабильно, если ниже то самозадавливается.

Хочется отметить, что величина "критической скорости" для каждой скважины индивидуальна. 

Величина "критической скорости" зависит от:

1. Изобарических условий (давления и температура)

2. Профиля скважины

3. Конструкции (прежде всего диаметра НКТ)

4. Состав жидкости

Изобарические условия изменяются - давления и температура постепенно снижаются, условия для выноса жидкости ухудшаются (поток газа становиться менее плотным и снижается его несущая способность), соответственно "критическая скорость" постепенно возрастает.

Диаметр НКТ так же сильно влияет на процесс, при одной и той же скорости потока лучше будет выноситься жидкость на меньшей НКТ . Это связано с тем, что меньше периметр окружности по которой стекает жидкость. 

И очень сильно зависит "критическая скорость" от состава жидкости. Конденсат имеет меньшую плотность чем вода, соответственно выносится со скоростью в два раза меньше чем вода. 

 

 

 

 

исключительно верно подмечено, если например в симуляторе Pipesim посчитать скорость потока, то он выдаст график отношения текущей расчетной скорости к расчетной критической. это наиболее правильный путь расчета

sergez 1 0
Май 20 #31

Добрый день, писали про Прикладную гидродинамику Точигина, нет ли у кого экземпляра?

nurbek11 24 3
Май 20 #32

Zorg пишет:

Есть много полезных эксель файлов с книжкой:

Boyun__Guo_Petroleum_Production_Engineering_A_Computer-Assisted_Aproach. 

В том числе там есть файл для расчета Рзаб в работающей газовой скважине (файл должен приложиться к сообщению). С помощью этого файла ты можешь построить зависимость давления на башмаке НКТ от различных дебитов газа. Рассчитав несколько зависимостей для НКТ разного диаметра и совместив их с индикаторной линией, ты сможешь определить дебит газа для НКТ разного диаметра.

 

Нет вложения. можете отправить на почту nurbek11@mail.ru?

Go to top