Дек 12
Интересует опыт работы с боковыми стволами газовых и конденсатных скважин с хвостовиками 114. НКТ кто куда спускает? какого диаметра.. при дебитах 200-400 тыс.м3? какие максимумы пропускной способности по газу НКТ разных диаметров?
Опубликовано
02 Дек 2012
Активность
13
ответов
10664
просмотра
7
участников
0
Рейтинг
Контекст
НКТ x8
Вот тебе живой пример с одного из газпромовских ПХГ. Глубина спуска НКТ 0-1400,59 м; отметка установки ПДМ 1408 м; щелевой фильтр диаметром 114 мм в интервале 1408-1735 м (все глубины по мере инструмента). Диаметр НКТ 102 мм; при дебите газа 675,44 тыс. м3/сут забойное давление 109,31 кгс/см2, а трубное - 94,71 кгс/см2.
Для условий твоего месторождения можно просчитать несколько вариантов по диаметру НКТ и выбрать оптимальный исходя из давления на устье. pipesim тебе в помощь.
vostochka93, для НКТ сотка оптимум по добыче - 500-600 тыс суточных, при добыче 200-400 лучше использовать 76 мм. Тогда скорость газа и перепад будет оптимальным. Для уверенности лучше просчитать скважину на падение пластовки, чтобы понять, будет ли сохранятся скорость выноса воды при том количестве, которое придет к скважине. Для этого необходимо скважину посчитать сначала на гидродинамическом симуляторе, а затем результаты по воде, пластовке и дебите засунуть в Пайпсиму. Результаты по выносу можно проверить как по Тейлору, так и по файлику выноса, который у тебя есть (по Точигину).
P.S Короче, НТЦ тебе в помощь :).
P.S. :) последнее звучало как "НТЦ тебе в помощь.... аминь.." :):) обязательно обращусь:) думал еще мнения послушать... а то такое очучение что только три человека на форуме с газом и ГК работали:)
Конструкция скважины с 114,3мм хвостовиком, перекрывающим башмак (предыдущей) 168,3мм эксп колонны на 70м выше (с использованием ПХН).
Планируемый дебит 500 тыс м3 пластовой смеси (газоконденсат).
НКТ-89мм на "голове" ПХН.
Профиль фильтровой части ствола U-образный.
Коллеги, как вы считаете, обеспечит ли данное НКТ и глубина его спуска вынос жидкости с забоя?
Учитывая такой профиль, не стоит ли спускать комбинированное НКТ-89/73мм на точку перегиба Uобразного фильтра?
в перформе можно прикинуть все эти дела. на первый взгляд если спутить НКТ на точку перегиба и если есть ГВК то ты получишь максимальную депрессию в самой нижней точке ствола и подтянешь воду быстрее, конечно если будет хватать скорость то ее будет выносить. по расчетам если честно получается что в газовых/гк скважинах от комбинированного лифта толк небольшой (по расчетам) ну и по глубине спуска тоже считал, тоже разница небольшая в скоростях была. может у кого то другой опыт расчетов. на практике мы всегда до головы хвостовика спускаем
To Евгений,
А у Вас глубина спуска НКТ и ее типоразмер рассчитывается для каждой отдельной ГК скважины, или же есть какой то один метод?
Я так понимаю Вы спускаете на голову хвостовика всегда? Один и тот же объект эксплуатации?
Я сталкивался с ситуациями, когда НКТ спускались и ниже нижней отметки ИП и выше верхней на одном и том же объекте разработки. На других месторождениях в основном НКТ спускался по отметки несколько выше интервала перфорации. Приемущество этого решения по конструкции скважины состоит в том, что уменьшаются потери на трение при движении газа к башмаку НКТ. Если спускать ниже ИП, то облегчается вынос воды с забоя скважины. Решение нужно применять на основе таких данных, какой потенциальая продуктивность прогнозируется для данного диаметра лифтовых труб, какое геологическое строение в районе проводки ствола скважины, какая этажность газоносности, по аналогии с соседними скважинами...
спускаем на разные объекты.. и на валанжин и на ачимовку преимущественно до головы хвостовика.
Меня давно интересует вторая часть вопроса, мах пропускной способности по газу НКТ разных диаметров. Но пока конкретных таблиц и формул расчета не нашел. В одном из форумов, наш коллега дает ссылку на программу которая имеет возможность расчета этого показателя. Вот ссылка http://www.petroleumengineers.ru/node/7675
если из головы, то до 300 тыс.м3 - 73 мм, до 500 - 89мм, свыше - 114мм
Cossack, максимальная пропускная способность определяется на основе потерь давления в НКТ, который не оказывает существенно влияния на добычу. Один из показателей превышения перепада - скорость газа на голове. Если скорость выше 10 м/с, то перепад давления в НКТ уже будет существенным. Исходя из показателя скорости и определяется макс пропускная способность. Средние дебиты для 73-250-300 тыс м3/сут, 89 - 300-400 тыс, 114 - 400-500 тыс. Но, если месторождение только стартовало и пластовое давление позволяет, то эти дебиты можно умножать на 2 (помолясь, конечно же перед сим действом).
Методики расчета для газовых и газоконденсатных скважин совсем разные.
Очень большое значение имеет давление на голове. Пример: Газоконденсатная скважина (валанжин), НКТ 73, дебит 300 000 нм3/сут :
1) Давление на голове 15 МПа, потери в НКТ общие 73 атм. По составляющим:
- гравитационные=57атм,
- потери на трение=16 атм.
2) Давление на голове 10 МПа, потери в НКТ общие 62 атм. По составляющим:
- гравитационные = 39 атм
- потери на трение =23 атм
В первом случае потери более-менее приемлемые (получим на забое 223 атм, что на новой скважине обеспечит нормальную депрессию), скорость в районе 6 м/с тоже нормальная.
Во втором случае потери уже великоваты (получим на забое 162 атм), скорость в районе 9 м/с. Такая НКТ может потенциал скважины снижать.
Факторов влияющих довольно много: глубина скважины, профиль, относительная плотность смеси, давление на голове, влияние динамической конденсации. Все эти факторы еще влияют друг на друга так или иначе. Расчет ведется последовательной интерацией.
Лучше эти расчеты делать в спец. ПО, а еще лучше отдавать в НТЦ, чтобы считали. Самому посчитать и выбрать правильную конструкцию подвески, которая будет работать в течении долгого времени будет сложновато. .
В случае с горизонтальным окончанием все еще сложнее. В основном все спускают НКТ до пятки, без входа в хвостовик (так водяные пробки лучше разбиваются и меньше НКТ водой загружается), хотя теоретически считается более выгодным спускать до 1/3 горизонтальной части.