Расчет перепада давления в сеноманской газовой скважине, эксплуатируемой с пенообразователем
https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-4-36-50
Аннотация
На сегодняшний день многие из крупнейших сеноманских газовых залежей Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся обводнением скважин и накоплением жидкости в стволе. Среди прочих технологий, позволяющих стабильно эксплуатировать такие скважины, применяется технология закачки жидких пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ) на забой. Существуют трудности, связанные с прогнозированием потерь давления в лифтовой колонне, содержащей вспененную с помощью ПАВ жидкость. В данной работе приводится описание методики университета Талсы (США) для расчета перепада давления вспененного потока, а также анализируются результаты применения этой методики для расчета потерь давления в газовых скважинах одного из месторождений России на падающей добыче.
Об авторах
В. А. Огай
Тюменский индустриальный университет
Россия
Россия
Огай Владислав Александрович, ассистент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Тюмень
Е. А. Сабурова
Тюменский индустриальный университет
Россия
Россия
Сабурова Елизавета Альбертовна, студент Высшей инженерной школы
Тюмень
В. О. Довбыш
Тюменский индустриальный университет
Россия
Россия
Довбыш Вадим Олегович, аспирант кафедры маркетинга и муниципального управления
Тюмень
А. Ю. Юшков
Тюменский индустриальный университет
Россия
Россия
Юшков Антон Юрьевич, кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Тюмень
Список литературы
1. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири / О. Ф. Андреев, К. С. Басниев, Л. Б. Берман [и др.]. – Москва : Недра, 1984. – 221 с. – Текст : непосредственный.
2. Колмаков, А. В. Технологии разработки сеноманских залежей низконапорного газа / А. В. Колмаков, П. С. Кротов, А. В. Кононов. – Санкт- Петербург : Недра, 2012. – 175 с. – Текст : непосредственный.
3. Ли, Дж. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин : технологические решения по удалению жидкости из скважин / Дж. Ли, Г. Никенс, М. Уэллс ; науч. ред. С. Г. Вольпин, И. В. Шулятиков. – Москва : Премиум Инжиниринг, 2008. – 365 с. – Перевод изд.: Gas well deliquification / James Lea, Henry Nickens, Michael Wells, 2003. – Текст : непосредственный.
4. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / В. З. Минликаев, Д. В. Дикамов, А. Г. Глухеньких [и др.] – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2010. – № 2 (642). – С. 76–77.
5. Паникаровский, Е. В. Повышение эффективности применения пенообразователей для удаления жидкости с забоев газовых скважин / Е. В. Паникаровский, В. В. Паникаровский, Ю. В. Ваганов. – DOI 10.31660/0445-0108-2019-3-54-63. – Текст : непосредственный // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2019. – № 3. – С. 54–63.
6. Проблемы 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.
7. Итоги реализации комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа на 2011–2015 гг. / В. З. Минликаев, А. В. Коваленко, Н. А. Билалов, А. В. Елистратов. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2017. – № 1 (747). – С. 30–34.
8. Joseph, A. Classification and Management of Liquid Loading in Gas Wells Sand / A. Joseph, C. M., J. A. Ajienka. – DOI 10.2118/167603-MS. – Текст : электронный // SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. – 2013. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-167603-MS.
9. Production Optimization of High Temperature Liquid Hold Up Gas Well Using Capillary Surfactant Injection / S. A. Kalwar, A. Q. Awan, A. U. Rehman, H. S. Abbasi. – DOI: 10.2118/183676-MS. – Текст : электронный // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, 6–9 March, Manama, Kingdom of Bahrain. – 2017. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-183676-MS.
10. Rauf, O. Gas Well Deliquification–A Brief Comparison between Foam Squeeze and Foam Batch Approach / O. Rauf. – Текст : непосредственный // Journal of Industrial and Intelligent Information. – 2015. – Vol. 3, Issue 1. – P. 45–47.
11. Most Successful Batch Application of Surfactant in North Sea Gas Wells / W. Schinagl, M. Caskie, S. R. Green [et al.] – DOI 10.2118/108380-MS. – Текст : электронный // SPE Offshore Europe Oil and Gas Conference and Exhibition, 4-7 September, Aberdeen, Scotland, U.K. – 2007. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-108380-MS.
12. Корякин, А. Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса / А. Ю. Корякин. – Москва, 2016. – 272 с. – Текст : непосредственный.
13. Эксплуатация газовых скважин в условиях активного водо- и пескопроявления / Д. В. Изюмченко, Е. В. Мандрик, С. А. Мельников [и др.] – Текст : непосредственный // Вести газовой науки. – 2018. – № 1 (33). – С. 235–241.
14. Юшков, А. Ю. Экспериментальный стенд для исследования газожидкостных потоков и потоков пены / А. Ю. Юшков, В. А. Огай, Н. Е. Портнягин. – DOI 10.31660/0445-0108-2019-3-86-95. – Текст : непосредственный // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2019. – № 3. – С. 86–95.
15. Ajani, A. Pressure Drop Prediction in Vertical Wells under Foam Flow Conditions / A. Ajani, M. Kelkar. – DOI 10.2118/181237-MS. – Текст : электронный // SPE North America Artificial Lift Conference and Exhibition, 25–27 October, The Woodlands, Texas, USA. – 2016. – URL: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-181237-MS.
16. The use of surfactants for gas well deliquification : a comparison of research projects and developed models / J. M. C. van‘tWestende, R. A. W. M. Henkes, A. Ajani, M Kelkar. – Текст : электронный // 18th International Conference on Multiphase Production Technology, 7–9 June, Cannes, France. – 2017. – URL: https://www.onepetro.org/conferencepaper/BHR-2017-161.
17. Kelkar, M. Gas Well Pressure Drop Prediction under Foam Flow Conditions / M. Kelkar, C. Sarica; RPSEA 09122‐01 Final Report. – Текст : электронный. – URL: https://rpsea.org/sites/default/files/2018-06/09122-01-FR-Gas_Well_Pressure_Drop_Prediction_Foam_Flow-01-04-16_P.pdf.
18. Мазанов, С. В. Технологии восстановления и повышения производительности газовых скважин : на примере месторождений Крайнего Севера : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Мазанов Сергей Владимирович. – Ставрополь, 2006. – 160 с. – Текст : непосредственный.
19. Van Nimwegen, A. T. Modelling of upwards gas-liquid annular and churn flow with surfactants in vertical pipes / A. T. van Nimwegen, L. M. Portela, R. A. W. M. Henkes. – DOI 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2017.09.012. – Текст : непосредственный // International Journal of Multiphase Flow. – 2018. – Vol. 105. – P. 1–14.
20. Применение высокоточных цифровых кварцевых датчиков давления для повышения качества исследований газожидкостных потоков и регулирования режимов эксплуатации газовых скважин / И. Г. Анцев, Г. А. Сапожников, Ю. В. Савельев [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 5 (222). – С. 38–43.
Рецензия
Для цитирования:
Огай В.А., Сабурова Е.А., Довбыш В.О., Юшков А.Ю. Расчет перепада давления в сеноманской газовой скважине, эксплуатируемой с пенообразователем. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2020;(4):36-50. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-4-36-50
For citation:
Ogai V.A., Saburova E.A., Dovbysh V.O., Yushkov A.Yu. Calculation of the pressure gradient in the Cenomanian gas well operated with a foaming agent. Oil and Gas Studies. 2020;(4):36-50. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-4-36-50
Просмотров:
473
Послать статью по эл. почте 
Оставить комментарий 