Janusz Kośmider Zjawiska przepływowe w odwiertach naftowych Zielona Góra 2010
Spis treści Słowo wstępne..................................... 5 1. Dopływ płynów złożowych do odwiertów................... 7 1.1. Dopływ radialny............................... 7 1.1.1. Indeks wydajności odwiertu................... 12 1.1.2. Inwersja dopływowa........................ 14 1.2. Dopływ płynów do odwiertów z aktywną wodą podścielającą.... 17 1.3. Dopływ płynów do odwiertów w złożach gazowo-kondensatowych......................... 21 2. Przepływ płynów złożowych w odwiertach.................. 27 2.1. Przepływ płynów przez rury wydobywcze................ 27 2.2. Wynoszenie wody z odwiertów gazowych................ 35 2.2.1. Przepływ gazu ziemnego przez rury wydobywcze przy niezupełnym wynoszeniu wody............... 38 2.3. Charakterystyki przepływowe odwiertów naftowych......... 42 2.4. Wymiana płynów złożowych w odwiertach.............. 47 2.5. Dopływ płynów złożowych do przestrzeni międzyrurowych..... 53 2.5.1. Hydrodynamiczne metody wyznaczania położenia miejsca nieszczelności w rurach wydobywczych gazowych odwiertów pakerowych...................... 61 3. Literatura..................................... 69 4. Wykaz oznaczeń................................. 71 5. Załącznik..................................... 73 3
Słowo wstępne W niniejszej książce przedstawiono wybrane zagadnienia związane ze zjawiskami przepływowymi występującymi podczas eksploatacji złóż węglowodorów. Prezentowane w tej pracy tematy dotyczą zdarzeń, które zachodzą głównie w odwiertach i mają decydujący wpływ na ich charakterystyki wydobywcze. Bardzo często objawy obserwowane w głowicach eksploatacyjnych są zależne od różnorodnych czynników przepływowych, które utrudniają rozpoznanie rzeczywistych właściwości odwiertu. Mam nadzieję, że podjęta przeze mnie próba wytłumaczenia niektórych z tych zjawisk wpłynie na lepsze zrozumienie warunków prowadzenia eksploatacji odwiertów naftowych. Pragnę podziękować wszystkim, którzy przyczynili się do przemysłowego zweryfikowania zagadnień przedstawionych w rozdziałach 1.1.2, 2.2.1 i 2.5.1. Janusz Kośmider Zielona Góra 2010 r. 5
zjawiska jest podobny zarówno w środowisku wody kondensacyjnej, solanki jak i kondensatu. Opadające w gazie ziemnym krople wody przemieszczają się tak długo w dół odwiertu, aż utworzy się na spodzie rur wydobywczych mieszanina gazowo-cieczowa, w której nastąpi wzrost prędkości przepływu gazu ze względu na częściowe zajęcie pola powierzchni przez wodę. Po osiągnięciu na danej głębokości granicznej zawartości wody w strumieniu przepływającego gazu następne krople opadające z góry będą zatrzymywane powyżej istniejącej już mieszaniny. W ten sposób od spodu odwiertu aż do głowicy eksploatacyjnej będzie się podnosić w rurach wydobywczych mieszanina gazu ziemnego i wody. W momencie osiągnięcia przez wierzch mieszaniny poziomu głowicy eksploatacyjnej rozpocznie się wypływ wody do napowierzchniowej instalacji wydobywczej. W trakcie gromadzenia się wody w rurach wydobywczych następował będzie systematyczny spadek ciśnienia głowicowego ze względu na wzrost ciśnienia hydrodynamicznego przepływającego strumienia gazu ziemnego z zawieszoną w nim wodą. Po uzyskaniu wypływu wody z odwiertu dojdzie do stabilizacji ciśnienia głowicowego. W przedstawionych powyżej warunkach występuje tzw. niezupełne wynoszenie wody z rur wydobywczych, gdyż pomimo wypływania wody z odwiertu pewna jej część stale pozostaje zawieszona w strumieniu przepływającego gazu ziemnego. Ten sposób transportowania wody w odwiercie przez gaz ziemny powinien być wyraźnie odróżniany od zupełnego wynoszenia, które może zachodzić tylko wówczas, gdy prędkość przepływu gazu ziemnego pozwala na usunięcie wszystkich kropli z rur wydobywczych. Zwiększenie natężenia przepływu w odwiercie, w którym występuje niezupełne wynoszenie wody spowoduje usunięcie pewnej jej ilości z rur wydobywczych ze względu na wzrost prędkości przepływu gazu ziemnego. Jeżeli w takich warunkach natężenie przepływu gazu ziemnego zostanie zmniejszone, to doprowadzi to do określonego obniżenia się wierzchu mieszaniny gazowo-cieczowej w rurach wydobywczych i do zaniku wynoszenia wody do instalacji napowierzchniowej. Ponowny wypływ wody z gazem ziemnym z odwiertu będzie możliwy dopiero wówczas, gdy mieszanina gazowo-cieczowa osiągnie z powrotem poziom głowicy 39
eksploatacyjnej, a czas oczekiwania na to zdarzenie będzie uzależniony od intensywności wykraplania się wody kondensacyjnej w rurach wydobywczych. Woda zawieszona w strumieniu przepływającego gazu ziemnego bywa niekiedy opisowo nazywana zwężką hydrauliczną, gdyż wywołuje w odwiercie obniżenie natężenia przepływu i zmniejszenie ciśnienia głowicowego. Właściwość tę w niektórych przypadkach można wykorzystać do takiego ułożenia warunków eksploatacji, że poprzez obniżenie ciśnienia gazu ziemnego wypływającego z odwiertu zredukowana zostanie również temperatura tworzenia się hydratów, co pozwoli na zmniejszenie lub nawet na uniknięcie dozowania inhibitorów hydratów do instalacji napowierzchniowej. Spadek ciśnienia głowicowego, z powodu zawieszenia wody w strumieniu przepływającego gazu ziemnego, można wyznaczyć w łatwy sposób w przypadku odwiertów bezpakerowych poprzez porównanie ciśnienia panującego w głowicy eksploatacyjnej i zagłowiczeniu przestrzeni międzyrurowej. W przypadku odwiertów pakerowych sytuacja jest bardziej skomplikowana, gdyż nie ma możliwości kontrolowania ciśnienia dennego poprzez tzw. nieruchomy słup gazu. Do wyznaczania w sposób przybliżony zmiany ciśnienia głowicowego wywoływanej zawieszoną wodą w strumieniu przepływającego gazu ziemnego w odwiercie pakerowym autor proponuje zastosowanie zależności (2.3), która została ustalona na podstawie badań analitycznych i doświadczeń polowych. ΔP gh = ΔP ghj H (2.3) gdzie: ΔP gh spadek ciśnienia głowicowego dynamicznego spowodowany zawieszeniem wody w strumieniu gazu ziemnego przepływającego przez rury wydobywcze, Pa, H długość rur wydobywczych, przez które odbywa się przepływ gazu ziemnego z zawieszoną wodą, m, ΔP ghj jednostkowy spadek ciśnienia głowicowego dynamicznego spowodowany zawieszeniem wody w strumieniu gazu ziemnego przepływającego przez rury wydobywcze, Pa/m. 40
Wartość jednostkowego spadku ciśnienia głowicowego jest ściśle uzależniona od stosunku wydajności krytycznej dla danego odwiertu wyliczonej ze wzoru (2.2) do wydajności rzeczywistej, przy której odbywa się przepływ z niezupełnym wynoszeniem wody. Relację tę można wyrazić w następujący sposób: S Q = Q kr Q r (2.4) gdzie: S Q stosunek wydajności krytycznej do wydajności rzeczywistej, bezw., Q kr krytyczna wydajność odwiertu wymagana do zupełnego wynoszenia wody, nm 3 /s, Q r rzeczywista wydajność odwiertu, przy której odbywa się przepływ z niezupełnym wynoszeniem wody, nm 3 /s. Na podstawie wyników badań polowych przeprowadzonych w różnych odwiertach gazowych autor sporządził wykres przedstawiony na rysunku 2.3, który umożliwia wyznaczenie jednostkowego spadku ciśnienia głowicowego P ghj w zależności od stosunku wydajności krytycznej danego odwiertu do wydajności rzeczywistej. Znajomość charakteru zmian ciśnienia głowicowego przy niezupełnym wynoszeniu wody pozwala między innymi na prognozowanie w odwiercie pakerowym spadku ciśnienia głowicowego dynamicznego przy natężeniach przepływu mniejszych od wydajności krytycznej oraz na przybliżone wyznaczenie ciśnienia dennego w takich warunkach. Z wykresu przedstawionego na rysunku 2.3 wynika, że przy niezupełnym wynoszeniu wody z odwiertu spadek ciśnienia głowicowego jest niewielki w przedziale od 1,0 do 1,2 dla stosunku wydajności krytycznej do wydajności rzeczywistej. W warunkach polowych przy zmianie wydajności odwiertu w omawianym zakresie, ze względu na zmianę depresji ciśnienia dennego i oporów przepływu płynów przez rury wydobywcze, trudno jest zauważyć nieznaczny spadek ciśnienia głowicowego wywołany efektem zawieszenia wody w strumieniu przepływającego gazu ziemnego. Z tego powodu w praktyce przemysłowej powszechnie przyjmo- 41