tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2022-4-103-118tumnig-1045Research ArticleБУРЕНИЕ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙDRILLING OF WELLS AND FIELDS DEVELOPMENTОбоснование удаления жидкости из горизонтальных газовых скважин с помощью гибкой насосно-компрессорной трубыModeling of liquid unloading using coiled tubing in horizontal gas wellsМаданиС.MadaniS.

Мадани Салах, аспирант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Тюмень

Salah Madani, Postgraduate at the Department of Development and Exploita-tion of Oil and Gas Fields

Tyumen

sohoshkosk@tyuiu.ruСохошкоС. К.SokhoshkoS. K.

Сохошко Сергей Константинович, доктор технических наук, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Тюмень

Sergey K. Sokhoshko, Doctor of Engineering, Professor at the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Fields

Tyumen

sohoshkosk@tyuiu.ruТюменский индустриальный университетРоссияIndustrial University of TyumenRussian Federation20221309202204103118Copyright © Мадани С., Сохошко С.К., 20222022Мадани С., Сохошко С.К.Madani S., Sokhoshko S.K.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/1045

Рассматриваются вопросы удаления жидкости с забоя горизонтальных газовых скважин с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ). Подобная проблема может возникать как при эксплуатации горизонтальных газовых скважин, так и при их освоении. Минимальная скорость газа у башмака ГНКТ для удаления жидкости рассчитывается с применением модели, адаптированной для горизонтальных газовых скважин и учитывающей развивающийся характер потока газа по стволу. Модель может быть использована для расчета выноса жидкости из скважин любой заданной траектории. Произведен расчет распределения скорости потока газа вдоль горизонтального ствола для различных диаметров ГНКТ при перемещении ее по горизонтальному участку ствола скважины, с целью определения ее оптимального диаметра и положения. Результаты моделирования свидетельствуют о том, что ГНКТ с внутренним диаметром 53,51 или 65,1 мм обеспечивает качественное удаление жидкости и оптимальный дебит газа.

This article studies the flow simulation for liquid unloading using coiled tubing in horizontal gas wells. A semianalytical reservoir model, coupled with a wellbore model under nonisothermal, steady state conditions is used to calculate the distribution of gas velocity along the wellbore. The coupled model takes into account the effect of the wellbore trajectory type on the well performance. The minimum gas velocity for liquid removal is calculated using a model adapted for horizontal gas wells. An algorithm has been presented to estimate the well performance and the liquid unloading for different CT diameters, at various wellbore positions. The simulation results showed that the installation of 53.51 mm or 65.1 mm diameter coiled tubing at the toe ensure a good liquid unloading and optimum well performance.

горизонтальная газовая скважинагибкая насосно-компрессорная трубаудаление жидкостиhorizontal gas wellcoiled tubingliquid unloadingReferencesЛи, Дж. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин : технологические решения по удалению жидкости из скважин / Дж. Ли, Г. Никенс, М. Уэллс ; под редакцией С. Г. Вольпина, И. В. Шулятикова. – Москва : Премиум Инжиниринг, 2008. – 365 с. – Перевод изд.: Gas well deliquification / James Lea, Henry Nickens, Michael Wells, 2003. – Текст : непосредственный.Lee, J, Nickens, H., & Wells, M. (2003). Gas well deliquification. Netherlands, Elsevier Publ., 588 p. (In English).Harms, L. K. K. Wellhead Compression on Tight Gas Wells in the Long Run : A Follow-Up Case History on Seven Years of Success in Lobo / L. K. K. Harms. – Text : electronic // Tight Gas Completions Conference, San Antonio, Texas, USA, November, 02, 2010. – URL: https://doi.org/10.2118/138488-MS.Harms, L. K. K. (2010). Wellhead Compression on Tight Gas Wells in the Long Run: A Follow-Up Case History on Seven Years of Success in Lobo. Tight Gas Completions Conference, San Antonio, Texas, USA, November, 02, 2010. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/138488-MSPipe-Diameter Effect on Liquid Loading in Vertical Gas Wells / A. Skopich, E. Pereyra, C. Sarica, M. Kelkar. – DOI 10.2118/164477-PA. – Direct text // SPE Production & Operations. – 2015. – Vol. 30, Issue 02. – P. 164–176.Skopich, A., Pereyra, E., Sarica, C., & Kelkar, M. (2015). Pipe-Diameter Effect on Liquid Loading in Vertical Gas Wells. SPE Production & Operations, 30(02), pp. 164-176. (In English). DOI: 10.2118/164477-PAYang, J. Foam for gas well deliquification / J. Yang, V. Jovancicevic, S. Ramachandran. – DOI 10.1016/j.colsurfa.2006.10.011. – Direct text // Colloids and Surfaces A : Physicochemical and Engineering Aspects. – 2007. – Vol. 309, Issues 1–3. – P. 177–181.Yang, J., Jovancicevic, V., & Ramachandran, S. (2007). Foam for gas well deliquification. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 309(1-3), pp. 177-181. (In English). DOI: 10.1016/j.colsurfa.2006.10.011Transient Modeling of Plunger Lift for Gas Well Deliquification / Q. Zhao, J. Zhu., G. Cao [et al.]. – DOI 10.2118/205386-PA. – Direct text // SPE Journal. – 2021. – Vol. 26, Issue 05. – Р. 2928–2947.Zhao, Q., Zhu, J., Cao, G., Zhu, H., & Zhang, H. Q. (2021). Transient Modeling of Plunger Lift for Gas Well Deliquification. SPE Journal, 26(05), рр. 29282947. (In English). DOI: 10.2118/205386-PAПроблемы эксплуатации обводняющихся скважин газовых месторождений в стадии падающей добычи / А. С. Епрынцев, П. С. Кротов, А. В. Нурмакин, А. Н. Киселев. – Текст : непосредственный // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2011. – № 16 (135). – С. 41–45.Epryntsev, A. S., Krotov, P. S., Nurmakin, A. V., & Kiselev, A. N. (2011). Exploitation problems of liquid loaded wells of gas fields on declining production. Vestnik Orenburg State University, (16 (135)), pp. 41-45. (In Russian).Шестакова, А. В. Обоснование выбора режима эксплуатации обводняющихся скважин / А. В. Шестакова. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2011. – № 3 (657). – С. 34–35.Shestakova, A. V. (2011). Obosnovanie vybora rezhima ekspluatatsii obvodnyayushchikhsya skvazhin. Gas Industry, (3(657)), pp. 3435. (In Russian).Шестакова, А. В. Технологические параметры эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки месторождений / А. В. Шестакова. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2011. – № 2 (656). – С. 10–11.Shestakova, A. V. (2011). Tekhnologicheskie parametry ekspluatatsii skvazhin na zavershayushchey stadii razrabotki mestorozhdeniy. Gas Industry, (2(656)), pp. 10-11. (In Russian).Шестакова, А. В. Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Шестакова Алла Владимировна ; Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина. – Москва, 2013. – 148 с. – Текст : непосредственный.Shestakova, A. V. (2013). Obosnovanie tekhnologicheskogo rezhima ekspluatatsii obvodnyayushchikhsya gazovykh skvazhin. Diss. ... kand. tekhn. nauk. Moscow, 148 p. (In Russian).Технология удаления жидкости с забоев горизонтальных скважин Восточно-Таркосалинского месторождения / Е. В. Паникаровский, А. И. Мальцев, А. В. Кустышев [и др.]. – Текст : непосредственный // Наука и ТЭК. – 2011. – № 7. – С. 54–57.Panikarovsky, E. V., Maltsev, A. I., Kustyshev, A. V., Shepotko, N. V., Glushchenko, T. V., & Magomedova, M. K. (2011). Tekhnologiya udaleniya zhidkosti s zaboev gorizontal'nykh skvazhin Vostochno-Tarkosalinskogo mestorozhdeniya. Nauka i TEK, (7), pp. 54-57. (In Russian).Проблемы разработки месторождений с малым этажом газоносности на начальной стадии обводнения / А. В. Кустышев, А. И. Мальцев, Е. В. Паникаровский [и др.]. – Текст : непосредственный // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2013. – № 2 (98). – С. 85–91.Kustyshev, A. V., Maltsev, A. I., Panikarovsky, E. V., Yakimov, I. E., Magomedova, M. K., Shepotko, N. V., & Gluschenko, T. V. (2013). Problems of development of fields with a low gas column at an early stage of flooding. Higher Edu-cational Institutions News. Neft' i Gaz, (2(98)), pp. 85-91. (In Russian).Новое техническое решение для удаления жидкости из обводненных газовых и газоконденсатных скважин / А. Н. Дроздов, Ж. Б. Мугишо, Е. И. Горелкина [и др.]. – Текст : непосредственный // Территория Нефтегаз. – 2021. – № 1–2. – С. 56–62.Drozdov, A. N., Mugisho, J. B., Gorelkina, E. I., Gorbyleva, Ya. A., Ludupov, V. B., & Volkov, V. B. (2021). A New Technical Solution for Liquid Removal from Flooded Gas and Gas Condensate Wells. Oil and Gas Territory, (1-2), pp. 56-62. (In Russian).An Innovative Integrated Methodology to Deliquify Gas Well Using In-Well Live Performance Coiled Tubing for Velocity String Selection and Deployment : A Case Study in Saudi Arabia / S. A. Asel, F. A. Gomez, D. Ahmed [et al.]. – Text : electronic // SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, March, 2014. – URL: https://doi.org/10.2118/168258-MS.Asel, S. A., Gomez, F. A., Ahmed, D., Baez, F., Elsherif, T., Kneina, M. A., & Kharrat, W. (2014). An Innovative Integrated Methodology to Deliquify Gas Well Using In-Well Live Performance Coiled Tubing for Velocity String Selection and Deployment: A Case Study in Saudi Arabia. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, March, 2014. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/168258-MSDe Jonge, R. M. Liquid unloading of depleted gas wells in the North Sea and Continental Europe, using Coiled Tubing, Jointed Pipe Velocity / Insert Strings, and Microstrings / R. M. De Jonge, U. A. M. Tousis. – Text : electronic // SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, U.S.A., March, 2007. – URL: https://doi.org/10.2118/107048-MS.De Jonge, R. M., & Tousis, U. A. M. (2007). Liquid Unloading of Depleted Gas Wells in the North Sea and Continental Europe, Using Coiled Tubing, Jointed Pipe Velocity/Insert Strings, and Microstrings. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, U.S.A., March, 2007. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/107048-MSTurner, R. G., Analysis and prediction of minimum flow rate for the continuous removal of liquids from gas wells / R. G. Turner, M. G. Hubbard, A. E. Dukler. – DOI 10.2118/2198-PA. – Direct text // Journal of Petroleum technology. – 1969. – Vol. 21, Issue 11. – P. 1475–1482.Turner, R. G., Hubbard, M., & Dukler, A. (1969). Analysis and Prediction of Minimum Flow Rate for the Continuous Removal of Liquids from Gas Wells. Journal of Petroleum Technology, 21(11), рр. 1475-1482. (In English). DOI: 10.2118/2198-PAGuo, B. А Systematic Approach to Predicting Liquid Loading in Gas Wells / B. Guo, A. Ghalambor, C. Xu. – DOI 10.2118/94081-PA. – Direct text // SPE Production & Operations. – 2006. – Vol. 21, Issue 01. – P. 81–88.Guo, B., Ghalambor, A., & Xu, C. (2006). A Systematic Approach to Predicting Liquid Loading in Gas Wells. SPE Production & Operations, 21(01), рр. 81-88. (In English). DOI: 10.2118/94081-PAA Simple Critical Gas Velocity Equation as Direct Functions of Diameter and Inclination for Horizontal Well Liquid Loading Prediction : Theory and Extensive Field Validation / A. S. Nagoo, P. M. Kulkarni, C. Arnold [et al.]. – Text : electronic // SPE Artificial Lift Conference and Exhibition – Americas, The Woodlands, Texas, USA, August, 28–30, 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/190921-MS.Nagoo, A. S., Kulkarni, P. M., Arnold, C., Dunham, M., Sosa, J., & Oyewole, P. O. (2018). A Simple Critical Gas Velocity Equation as Direct Functions of Diameter and Inclination for Horizontal Well Liquid Loading Prediction: Theory and Extensive Field Validation. SPE Artificial Lift Conference and Exhibition - Americas, The Woodlands, Texas, USA, August, 2018. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/190921-MSСохошко, С. К. Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Сохошко Сергей Константинович ; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – Тюмень, 2008. – 211 с. – Текст : непосредственный.Sokhoshko, S. K. (2008). Razvitie teorii fil'tratsii k pologim i gorizontal'nym gazovym i neftyanym skvazhinam i ee primenenie dlya resheniya prikladnykh zadach. Diss. … dokt. techn. nauk. Tyumen, 211 p. (In Russian).Сохошко, С. К. Особенности притока газа к горизонтальному стволу скважины при различных его траекториях / С. К. Сохошко, С. Мадани. – DOI 10.31660/0445-0108-2021-6-90-102. – Текст : непосредственный // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2021. – № 6. – С. 90–102.Sokhoshko, S. K., & Madani, S. (2021). Features of gas inflow to a horizontal wellbore at various trajectories. Oil and Gas Studies, (6), pp. 90-102. (In Russian). DOI: 10.31660/0445-0108-2021-6-90-102Бобровский, С. А. Движение газа в газопроводах с путевым отбором / С. А. Бобровский, С. Г. Щербаков, М. А. Гусейн-Заде. – Москва : Наука, 1972. – 192 с. – Текст : непосредственный.Bobrovskiy, S. A., Shcherbakov, S. G., & Guseyn-Zade, M. A. (1972). Dvizhenie gaza v gazoprovodakh s putevym otborom. Moscow, Nauka Publ., 192 p. (In Russian).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.