: Анализ влияния диаметра экрана скважины на продуктивность горизонтальной газовой скважины

Гидродинамическая и экономическая связь: Анализ влияния диаметра экрана скважины на продуктивность горизонтальной газовой скважины

Добыча природного газа из пластов, требующих контроля песка (обычно рыхлых или слабосцементированных пластов), требует использования специализированных фильтрующих устройств., чаще всего высокопроизводительный Клин-Проволока (Vee-Wire) экран. При этом экран успешно снижает катастрофический риск обрушения пласта и повреждения оборудования., его физическое измерение, конкретно это внутренний диаметр ($Д_и$), вводит сложное мультифизическое ограничение на конечную продуктивность скважины. Определение оптимального диаметра фильтра в длинной горизонтальной газовой скважине – это не просто геометрическое упражнение.; это сложная экономическая и гидродинамическая задача оптимизации, которая требует строгого сопряжения трехмерного притока пласта с высококонфликтным двухфазным оттоком внутри ствола скважины.. Обычные упрощенные модели, которые предполагают равномерное давление по боковому или незначительное гидравлическое сопротивление., катастрофически выходить из строя в высокоскоростных газовых средах, где собственная сжимаемость и скорость жидкости усугубляют диссипацию энергии трения..

Аналитический путь решения этой проблемы лежит в развертывании Узловой анализ (ЧТО), мощный подход к системному проектированию, позволяющий одновременно моделировать продуктивность пласта (Связь с производительностью притока, права интеллектуальной собственности) и эффективность транспортировки по стволу скважины (Связь с производительностью оттока, ОПР). Путем адаптации модели NA для учета уникального профиля градиента давления, характерного для длинной горизонтальной газовой скважины, заканчивающейся щелевым или экранированным хвостовиком., инженеры могут точно рассчитать ожидаемую производительность скважины при различных диаметрах фильтрующих труб. В конечном счете, этот подробный гидравлический расчет синтезируется с капитальными затратами (Капвложения) данные — в частности, стоимость самого экрана — и прогнозируемые доходы от газа, чтобы точно определить финансовое положение. оптимальный диаметр экрана что максимизирует чистую приведенную стоимость за весь срок службы (Npv) актива. Вся эта интегрированная методология обеспечивает надежную, проверенный на практике подход к снижению неопределенностей, присущих сложному заканчиванию горизонтальных скважин.

1. Загадка горизонтальной газовой скважины: Ограничение скорости и объема

Горизонтальные скважины – основа современной добычи газа, обнажение длинных интервалов пласта в стволе скважины и тем самым максимизация потока газа. Однако, необходимость борьбы с песком в слабоконсолидированных газовых пластах вынуждает устанавливать экран, обычно покрыт кольцевой гравийной набивкой. Экран, пока необходимо, эффективно уменьшает диаметр первичного трубопровода потока по сравнению с заканчиванием открытого ствола, заставляя высокоскоростной газ проходить через меньшее кольцевое пространство. В добыче газа, такое уменьшение размера приводит непосредственно к основной аналитической задаче: отношения между высокая скорость жидкости и падение давления при трении.

Физика потерь на трение в потоке газа

В отличие от течения жидкости, где плотность и вязкость жидкости остаются относительно постоянными, поток газа очень чувствителен к изменениям давления и скорости.. Объемный расход ($q_v$) газа резко увеличивается при уменьшении давления. Поскольку течение преимущественно однонаправлено вдоль длинного горизонтального участка, общий расход постепенно накапливается к пятке (конец, ближайший к вертикальному сечению). Следовательно, скорость жидкости ($в$) самый высокий на пятке, где давление самое низкое, создавая значительную и часто доминирующую градиент давления трения ($\Дельта П_ф / \Дельта л$).

Эти потери на трение означают, что давление внутри экрана существенно снижается от носка. (дальний конец) до пятки. Эта разница давлений является фундаментальным механизмом, который определяет неравномерность потока вдоль бокового канала.: пятка испытывает самый высокий перепад давления в стволе скважины и, следовательно, наименьшую депрессию пласта, вносит меньший поток, чем палец ноги. Это явление, известный как “эффект «пятка-носок»,” является основной причиной неоптимальной производительности длинных горизонтальных газовых скважин..

Внутренний диаметр экрана ($Д_и$) — ключевая переменная, контролирующая этот эффект: меньший $Д_и$ приводит к более высокой скорости газа ($v пропто 1/D_i^2$) и, важно, потеря давления на трение ($\Дельта P_f собственно v^2$), создание более крутого градиента падения давления и, следовательно, более сильного эффекта «пятка-носок», существенно ограничивая общую продуктивность скважины. Инженерная задача заключается в том,, следовательно, точно смоделировать эту сложную гидродинамическую связь.

2. Моделирование зависимости производительности притока (права интеллектуальной собственности) в 3D

Первый этап узлового анализа – это точное представление способности пласта доставлять газ в ствол скважины – IPR.. Для длинной горизонтальной скважины, это значительно сложнее, чем простая модель радиального потока, используемая для вертикальных скважин.. Геометрия потока предполагает трехмерную суперпозицию режимов течения..

3D Геометрия потока и эффекты не-Дарси

Около горизонтального ствола скважины, поток преимущественно радиальный, приближаясь к экрану. На больших расстояниях от скважины, поток увеличивается линейный или эллиптический, сходящиеся к горизонтальной плоскости. Аналитические модели, например, полученные Джоши или специализированными методами граничных элементов., необходимо интегрировать эти компоненты, чтобы определить давление, необходимое для подачи определенного расхода из пласта в горизонтальный участок.. Стандартное предположение о равномерном давлении вдоль боковой поверхности по своей сути ошибочно, поскольку оно не учитывает описанные выше потери на трение.. Вместо, IPR необходимо рассчитывать сегментно по длине ($л$) из колодца.

Важно, Поток газа в высокодебитных пластах подвержен Эффекты, не связанные с потоком Дарси— составляющая потери давления, вызванная турбулентностью и высокими инерционными силами вблизи ствола скважины.. Традиционная модель Дарси (линейная зависимость между скоростью и падением давления) недостаточно. Реальное падение давления описывается Уравнение Форхгеймера, который включает в себя член, относящийся к квадрату скорости:

где $$ представляет собой вязкую (Дарси) срок и $б Q^2$ представляет собой инерционный (Не-Дарси) срок, где $б$ - коэффициент не-Дарси ($\бета$). В газовых скважинах, этот эффект не-Дарси часто усиливается самим оборудованием заканчивания. Поток газа из пласта, через сильно ограниченные отверстия гравийного фильтра и прорези клинового экрана, создает интенсивную локализованную турбулентность и потерю импульса, значительно увеличивая перепад давления на забое ($\Дельта П_{кожа}$). Это падение давления большой величины, которое напрямую влияет на расчет IPR и должно быть интегрировано в общий скин-фактор..

Общая продуктивность пласта ($В_{резервуар}$) представляет собой сумму расходов всех дискретных участков по горизонтальной длине., при этом вклад каждого сегмента зависит от его локальной просадки, которое определяется давлением внутри экрана в этом конкретном месте сегмента..

3. Анализ эффективности оттока (ОПР) и потери на трение

Зависимость производительности оттока (ОПР) моделирует давление, необходимое для транспортировки накопленного объема газа от носка к пятке и вверх по трубке на поверхность. С целью оптимизации диаметра экрана, наиболее важным компонентом OPR является Градиент давления внутри горизонтального экрана ($П_{экран}$). Изменение давления ($\Дельта П$) вдоль любого отрезка горизонтального экрана длиной $\Дельта л$ представляет собой сумму трех различных, нелинейные компоненты:

Доминирующий термин: Потеря давления на трение ($\Дельта П_{трение}$)

Падение давления при трении ($\Дельта П_{трение}$) это самый большой термин, прямо пропорционально длине отрезка, квадрат массовой скорости, и Фактор трения Фэннинга ($f_f$):

В этом и есть прямая физическая связь с диаметром экрана. ($Д_и$). Поскольку скорость ($в$) обратно пропорциональна квадрату внутреннего диаметра ($Д_и^2$), умеренное сокращение $Д_и$ может привести к резкому, нелинейное увеличение потерь давления на трение.

Более того, коэффициент трения ($f_f$) сам по себе не является постоянным. На это влияет внутренняя шероховатость ($\эпсилон$) пути потока. Внутренняя поверхность стандартной трубы из углеродистой стали относительно гладкая.. Однако, сито из клиновой проволоки по своей природе более шершавое из-за наличия внутренних опорных стержней., края обмотки Vee-Wire, и небольшие зазоры между проводами и основной трубой. Поэтому коэффициент трения необходимо корректировать — используя обобщенные корреляции, полученные из диаграммы Муди для шероховатых трубопроводов, — чтобы точно отразить повышенное напряжение сдвига в стенке внутри экранированной секции.. Эта корректировка гарантирует, что смоделированное падение давления будет отражать фактические физические ограничения оборудования для борьбы с песком..

Другие условия участия: Потери на ускорение и сцепление

1. Потеря давления при ускорении ($\Дельта П_{ускорение}$): В потоке газа, при уменьшении давления по длине, плотность газа ($\ро$) также уменьшается. Для массовой преемственности, скорость должна увеличиться (ускорение). Это ускорение требует энергии и приводит к падению давления., вклад в вторичный убыток, что особенно важно в пяточной части, где происходит наибольшее снижение давления.

2. Потеря давления в проточной муфте ($\Дельта П_{муфта}$): При попадании жидкости на сетку из резервуара, происходит переход от радиального к осевому потоку, что приводит к внезапному изменению импульса и направления. Эта входная турбулентность вызывает связанную с этим потерю импульсного давления. ($\Дельта П_{a}$), часто моделируется с использованием эмпирического коэффициента, учитывающего геометрию и открытую площадь прорезей экрана.. Хотя локализовано, эта потеря имеет решающее значение, поскольку она определяет эффективную эффективность притока на границе пласта..

Структура узлового анализа должна быть разработана для итеративного расчета этих трех условий для каждого небольшого сегмента. ($\Дельта л$) по горизонтальной длине, начиная с известного давления на носке и накапливая потери давления до пятки, тем самым создавая истинное, нелинейный Профиль давления в стволе скважины.

4. Комплексный узловой анализ и экономическая оптимизация

Сила узлового анализа заключается в его способности находить единственную рабочую точку, которая удовлетворяет как пропускной способности резервуара, так и его характеристикам. (права интеллектуальной собственности) и возможности ствола скважины (ОПР) одновременно. Для горизонтальной газовой скважины, этот синтез достигается сегментарно.

Итеративное сегментное соединение

Связанная модель определяет равновесный расход на каждом сегменте. ($\Дельта л$) итерацией до тех пор, пока расчетный расход в сегмент экрана из пласта не станет равным осевому расходу, уносимому стволом скважины.

1. Начните с пальца: Предположим, давление ($П_{палец на ноге}$) в дальнем конце экрана.

2. Рассчитать IPR для сегмента 1: Определить скорость потока ($Q_1$) вклад пласта в сегмент 1, исходя из предполагаемого $П_{палец на ноге}$ и пластовое давление.

3. Рассчитать $\Дельта П$ для сегмента 1: Использовать $Q_1$ для расчета общего падения давления ($\Дельта П_{общий}$) по длине экрана $\Дельта л$ из-за трения, ускорение, и соединение.

4. Определить давление для сегмента 2: $П_{сегмент_2} = Р_{палец на ноге} + \Дельта П_{общий}$.

5. Итерировать: Повторите процесс, использование вновь рассчитанного давления в качестве отправной точки для следующего сегмента, накопление потока и потеря давления до достижения пятки.

Этот итерационный процесс дает Истинная общая производительность ($В_{общий}$) и Фактическое давление пятки ($П_{каблук}$) для заданного диаметра экрана ($Д_с$). Конечным результатом является высокоточная кривая добычи, которая напрямую отражает гидравлические ограничения, налагаемые выбранным вариантом. $Д_с$.

Экономический синтез: Максимизация чистой приведенной стоимости (Npv)

Как только гидравлическая модель будет надежно прогнозировать совокупный уровень добычи ($В_{общий}$) для диапазона приемлемых диаметров сит (НАПРИМЕР., $4.5 \текст{ дюйм}$ Кому $6.5 \текст{ дюйм}$), анализ переходит в коммерческую сферу: конечная цель — выбрать диаметр, который максимизирует прибыльность..

Ключевыми переменными в экономическом анализе являются:

1. Поток доходов (Выгоды): Совокупный объем добычи газа за весь срок службы, связанный с каждым $Д_с$ (получено из $В_{общий}$) умноженное на прогнозируемую цену на газ, со скидкой до наших дней (Текущая стоимость дохода). Более крупный $Д_с$ обычно дает более высокий $В_{общий}$ и, следовательно, более высокий доход PV.

2. Капитальные затраты (Затраты): Стоимость самого материала экрана, стоимость материала для гравийной набивки (который меняется с размером кольца), и стоимость установки. Более крупный $Д_с$ требуется более дорогой материал на единицу длины, увеличение капитальных вложений.

Оптимальный диаметр экрана ($Д_{выбрать}$) тот, который максимизирует Чистая текущая стоимость (Npv):

Анализ подчеркивает основной инженерно-экономический компромисс.: тратить больше на большом экране ($Д_с$) увеличивает первоначальные затраты, но увеличивает долгосрочные производственные доходы за счет уменьшения потерь на трение. Оптимальным решением является точная точка баланса, при которой предельные затраты на увеличение размера экрана точно компенсируются незначительным увеличением потока дисконтированных доходов..

5. Проверка и стратегический выбор для горизонтального заканчивания

Производная методология узлового анализа, который сочетает трехмерный поток пласта с нелинейным сопротивлением потоку в стволе скважины., предлагает надежную основу для принятия важных решений о завершении проекта. Валидация этой сложной модели достигается путем сравнения прогнозируемого IPR для данной конфигурации месторождения с измеренными результатами гидродинамических испытаний скважин, заканчивающихся с известными диаметрами фильтров.. Наблюдение за тем, что прогнозы модели тесно согласуются с фактическими результатами применения на местах, обеспечивает необходимую уверенность в ее использовании в качестве основного инструмента проектирования..

Стратегическая роль экрана-клина

Процесс выбора касается не только внутреннего диаметра.; речь идет о возможности окончательного оборудования. Использование Экран клиновой проволоки является стратегически важным, поскольку его структурная прочность позволяет использовать более тонкую стенку, необходимую для максимального увеличения внутреннего диаметра потока. ($Д_и$) в пределах заданного размера корпуса. Более того, его большая открытая площадь минимизирует потери на трение в муфте ($\Дельта П_{a}$), максимизация способности пласта течь в ствол скважины. Характеристики материала (НАПРИМЕР., Трубки API 5CT и проволока из высокопрочного сплава.) должен гарантировать, что механические свойства выбранного $Д_с$ достаточны, чтобы выдерживать давление разрушения при набивке гравием и растягивающую нагрузку при монтаже..

Окончательное определение оптимального диаметра сита ($Д_{выбрать}$) Таким образом, это вершина строгого, комплексный анализ, который связывает мельчайшие физические явления турбулентного потока газа с макроэкономикой разработки углеводородных активов., обеспечение того, чтобы конструкция заканчивания обеспечивала максимальную производительность без ущерба для основного требования к долгосрочной целостности контроля пескопроявления. Полученный размер экрана является инженерным решением, обеспечивающим максимальную рентабельность в течение всего срока службы горизонтальной газовой скважины..