Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Sposoby uaktualniania charakterystyki wydobywczej odwiertu gazowego przez okresową modyfikację wielkości współczynnika przepływu laminarnego

Szpunar Tadeusz, Budak Paweł

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 4

239--248

PL

Rozpoczęcie eksploatacji każdego nowego odwiertu gazowego wymaga wykonania wcześniejszej oceny jego możliwości produkcyjnych, to jest określenia wielkości przypływu gazu do odwiertu przy danej depresji. Jest to podstawą planowania eksploatacji gazu z danego odwiertu. Oceny takiej dokonuje się poprzez przeprowadzenie w odwiertach klasycznych i zmodyfikowanych testów produkcyjnych. Testy produkcyjne wykonywane są również w sytuacjach, gdy zachodzi potrzeba uaktualnienia możliwości wydobywczych złoża lub poszczególnych odwiertów. Wadą tego typu testów jest konieczność przerwania eksploatacji gazu i zamykania odwiertów w celu uzyskania, między innymi, warunków stabilizacji ciśnień, a czas zamknięcia zależy od przepuszczalności złoża i w przypadku złóż o małej przepuszczalności może być długi. Interpretacja testów produkcyjnych oparta jest na teoretycznej zależności określanej mianem tzw. formuły dwuczłonowej. Jeżeli jej współczynniki przepływu laminarnego i turbulentnego (a i b) są znane, to możliwe jest podanie wielkości wydobycia potencjalnego gazu przy danej depresji, czyli zaplanowanie eksploatacji odwiertu. Okresowe uaktualnianie postaci formuły dwuczłonowej wymagane jest zarówno przez przepisy, jak i ze względów technicznych. Niedogodności związane z przeprowadzeniem klasycznych testów produkcyjnych służących do ustalenia charakterystyki wydobywczej odwiertu spowodowały, że opracowano inne metody wykonywania testów produkcyjnych, mające na celu skrócenie czasu pomiarów. W artykule podano sposoby przybliżonego określania współczynnika przepływu laminarnego formuły dwuczłonowej bez potrzeby zamykania odwiertu i pomiaru przebiegu odbudowy ciśnienia w funkcji czasu w celu oceny średniego ciśnienia złożowego. Znajomość współczynnika przepływu laminarnego pozwala na uaktualnienie postaci formuły dwuczłonowej, a na tej podstawie korygowanie przewidywanej wielkości dopływu gazu do odwiertu eksploatacyjnego przy określonej depresji. Zaletą prezentowanych metod jest skrócenie czasu wykonywania testowań, co powinno przynosić wymierne korzyści ekonomiczne poprzez ograniczenie kosztów przestoju odwiertu gazowego. Podano przykłady obliczeniowe dla odwiertów gazowych z krajowego przemysłu naftowego. Otrzymane wyniki obliczeń proponowanymi sposobami są w przybliżeniu zgodne z wynikami uzyskanymi przy użyciu klasycznych testów wielocyklowych. Podano również sposób określania współczynnika przepływu laminarnego i turbulentnego metodą analityczną przy dopuszczeniu różnego od 2 wykładnika formuły dwuczłonowej oraz warunki stosowalności tego sposobu. Zilustrowano to przykładami obliczeń dla odwiertów gazowych z krajowego przemysłu naftowego.

EN

The deliverability of each gas well must be known before the gas production is started which means that the relation between gas flow rate and bottom hole drown down pressure must be known in advance. The classical, isochronal and modified isochronal tests are used for this purpose. All of these tests should be able to calculate the coefficients of deliverability equation but laminar flow coefficient in particular because the turbulent flow coefficient doesn’t change much during well production period. In the paper proposed are techniques for approximate evaluation of laminar flow coefficient without closing the well for pressure build up and for evaluation of the average reservoir pressure. The laminar flow coefficient must be known to evaluate the relation between the gas flow rate and the drown down pressure. Provided are examples of calculation procedure using each of the techniques. Data from domestic gas industry were used to demonstrate usability of proposed methods. Obtained results of calculation of laminar flow coefficients using the proposed techniques are very close to results of the standard multi rate gas well deliverability test. The proposed method for calculation of laminar flow coefficient assumes that the exponent in deliverability formula may be different than two and that the flow rates must be equal to geometric average of the proceeding and the following rate which require to use the flow rate control choke. No such tests are used in industry but among hundreds of test data the authors succeeded to find a dozen or so which accidentally satisfied this requirements. The paper also provides another simple procedures for calculation of laminar flow coefficient which do not require closing the gas well for pressure buildup.

2

A simple technique for approximate evaluation of permeability and skin of a dry gas zone with low to moderate permeability using wellhead pressure data

Szpunar T., Budak P., Dziadkiewicz M.

Nafta-Gaz

|

2018

|

R. 74, nr 12

905--918

EN

This paper presents a technique for approximate evaluation of permeability and skin of a dry gas zone with low to moderate permeability. The herein given technique may be used for analyzing the wellhead buildup pressure data of a gas well. The results obtained using the presented technique are approximate, because of some simplifying assumptions of the mathematical model and use of the classical method of downhole pressure calculation in static gas column, which is known to be of rather moderate accuracy. In a computer program (not shown) we used the trial and error method to improve the accuracy of down hole pressure calculation and for the evaluation of the average value of gas deviation factor. In the case of thick, highly permeable gas zones, the duration of wellhead pressure build up time may be too short to obtain reliable results. The procedure of execution of the presented technique is very similar to that of the well known “slug test” method, which is used for the evaluation of permeability and skin of reservoirs which do not flow to the surface, or for analyzing the drill stem test flow period data. Contrary to “Horner type” analysis of pressure build up data, neither the flow rate of gas nor the flow duration, need not be known. The procedure of permeability calculation is shown using five examples of gas wells from the domestic oil industry. To facilitate calculations all equations were converted to the engineering system of units.

PL

W artykule zaproponowano sposób obliczania przepuszczalności i skin efektu odwiertu gazowego o niskiej i umiarkowanej przepuszczalności warstwy gazonośnej. Niniejszy sposób można zastosować do analizy krzywej odbudowy ciśnienia głowicowego po krótkotrwałej eksploatacji gazu z odwiertu. W przeciwieństwie do interpretacji danych metodą Hornera nie jest potrzebna znajomość wydatku gazu oraz czasu, przez jaki wydatek ten był utrzymywany. Podano model matematyczny leżący u podstaw proponowanej metody oraz pięć przykładów obliczeń dla odwiertów z krajowego przemysłu naftowego. Należy podkreślić, że do obliczeń przepuszczalności ani wydatek gazu podczas wypływu z odwiertu, ani sumaryczna jego objętość i czas trwania wypływu nie muszą być znane, natomiast konieczna jest znajomość parametrów i składu gazu oraz pojemności odwiertu z uwagi na użycie metod bilansu masowego zamiast zasady superpozycji rozwiązań przyjętej w metodzie Hornera. W przypadku grubych, wysoce przepuszczalnych stref gazowych czas narastania ciśnienia w odwiercie może być zbyt krótki, aby uzyskać wiarygodne wyniki. W programie komputerowym (niezaprezentowany) wykorzystano metodę „prób i błędów”, aby poprawić dokładność obliczeń ciśnienia dennego w odwiercie oraz oszacowania średniej wartości współczynnika ściśliwości gazu. Procedura interpretacji danych za pomocą prezentowanego sposobu jest bardzo podobna do powszechnie znanej metody slug test, która jest używana do oceny przepuszczalności i skin efektu dla złóż cieczy, z których nie ma wypływu na powierzchnię, lub do analizy danych uzyskiwanych podczas opróbowań otworów. Równania przyjęte do obliczeń zostały przeliczone z systemu jednostek SI na system jednostek przyjmowany w przemyśle naftowym.

3

Inhibitorowa ochrona antykorozyjna dla urządzeń eksploatacyjnych i przesyłowych kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego

Stachowicz A.

Nafta-Gaz

|

2010

|

R. 66, nr 3

197-202

PL

W artykule przedstawiono zagrożenia korozyjne urządzeń wgłębnych i napowierzchniowych kopalni wynikające z trudnych warunków eksploatacji – występowania siarkowodoru oraz dwutlenku węgla w gazie ziemnym i ropie naftowej. Uzbrojenie odwiertów oraz urządzenia napowierzchniowe zagrożone są wystąpieniem siarczkowej korozji naprężeniowej, korozji wżerowej oraz pękania wodorowego. W celu umożliwienia śledzenia zjawisk korozji usystematyzowano zagrożenia, tworząc skalę korozyjności – klasę odwiertów gazowych i klasę odwiertów ropnych, które podzielono na grupy ryzyka korozyjnego. Przebadano skuteczność ochrony antykorozyjnej 15 inhibitorów korozji w dwóch rodzajach środowiska korozyjnego: gazowym i ropnym. Każdy test prowadzono przez 120 h na urządzeniu wirujący dysk RDA-100 pod ciśnieniem 16 MPa w temperaturze 60stopniC. Szybkość korozji oraz efektywność ochrony inhibitorowej określono na podstawie ubytków masy.

EN

This article presents the corrosion risk for downhole and surface oil mine equipment arising from difficult production conditions – hydrogen sulphide and carbon dioxide presence in natural gas and crude oil. Proper functioning of a well and its surface equipment may be menaced by sulphide stress corrosion, pitting corrosion and hydrogen cracking. In order to make it possible to monitor corrosion phenomenon, the corrosion grades for gas well category and for oil well category were created and divided into corrosion risk groups. Effectiveness of 15 corrosion inhibitors were tested for two kinds of corrosive environment: gas environment and oil environment. Each test was performed on rotating disk RDA-100 at 16 MPa pressure and 60degreeC temperature for 120 h. Corrosion rate and corrosion inhibiting effectiveness was determined basing on metal mass loss.

4

Weryfikacja zmodyfikowanej metodyki interpretacji wyników wielocyklowych testów odwiertów gazowych na podstawie danych przemysłowych

Szpunar T., Budak P.

Nafta-Gaz

|

2008

|

R. 64, nr 9

557-564

PL

W nawiązaniu do wyników wcześniejszych prac przeprowadzono weryfikację zmodyfikowanej metodyki interpretacji wyników wielocyklowych testów odwiertów gazowych, na podstawie danych przemysłowych z krajowego przemysłu naftowego. W proponowanej metodyce interpretacji dopuszcza się różną od 2 wielkość wykładnika formuły dwuczłonowej. Przeanalizowano dane testów wielocyklowych z 28 odwiertów gazowych oraz sformułowano wnioski.

EN

The presented paper is based on modified procedure for interpretation of multirate gas flow tests which was proposed earlier. Enclosed are examples of using such a procedure and remarks on commonly used multirate flow test interpretation method. Analyzed were results of 28 multirate gas flow tests and conclusions were formulated.

5

Water inflow prognosis for the gas wells

Rybicki C., Dubiel S., Blicharski J., Falkowicz S.

Archives of Mining Sciences

|

2006

|

Vol. 51, no 2

241-251

EN

Water inflow to exploratory and production wells is a common phenomena. It can take place already during the process of gas reservoirs testing or in the later stage of gas production. Often it is observed that after some time of a well production, water inflow suddenly increases. Water inflow to the production gas well may cause unprofitable occurrences and is the basic factor which influences the life of the well. At the significant water inflow wells are being closed because of the economic reason. Early water inflow might be caused by unsuitable location of the well perforation in relation to gas-water contact. In presented paper the authors undertook attempt to estimate the magnitude of water inflow to producing gas wells on the basis of relative penneability laboratory measurements for reservoir rocks from the Carpathian Foredeep region of Poland. Conducted analysis of the two phase water-gas flow in Miocene rocks of Carpathian Foredeep show significant influence of water saturation on the water concentration in flowing gas and consequently on the economic aspect of production. This is a consequence of high residual water saturation of these rocks, so that even small increase of water saturation causes high water concentration in produced

PL

Dopływ wody do odwiertów poszukiwawczych lub eksploatacyjnych położonych na złożach gazu ziemnego jest częstym zjawiskiem. Może ono mieć miejsce już w procesie opróbowania horyzontów gazonośnych, względnie później podczas eksploatacji złoża. Często obserwuje się, że po pewnym czasie eksploatacji złoża gazu ziemnego dopływ wody ulega gwałtownemu zwiększeniu. Proces ten powoduje spadek wydobycia gazu oraz znaczny wzrost kosztów związanych z utylizacją wody złożowej. Ponadto, mogą zaistnieć inne niekorzystne zjawiska. Dopływ wody złożowej do odwiertu gazowego jest jednym z podstawowych czynników wpływającym na okres eksploatacji odwiertu. Przy znacznych dopływach wody odwierty są likwidowane ze względów ekonomicznych. W wielu przypadkach przemysłowej eksploatacji zauważa się, że wczesny dopływ wody złożowej do odwiertu gazowego najczęściej spowodowany jest istnieniem nieszczelności płaszcza cementowego poza rurami okładzinowymi. Oczywistym jest, że nieszczelności te mogą powstać podczas eksploatacji złoża, lecz najczęściej dzieje się to bezpośrednio po udostępnieniu złoża odwiertem lub po wykonaniu zabiegów stymulacyjnych. Wczesny dopływ wody może być również spowodowany niewłaściwym umiejscowieniem perforacji rur okładzinowych odwiertu w stosunku do położenia konturu wody złożowej. Dopływ wody złożowej stwierdzony w późniejszym okresie eksploatacji odwiertu gazowego może być spowodowany wzrostem nasycenia wodą skał zbiornikowych wokół niego przez powstanie stożka lub języka wodnego oraz naturalnym sczerpaniem zasobów gazu. W prezentowanym artykule autorzy podjęli próbę prognozowania wielkości dopływu wody do odwiertów gazowych w oparciu o charakterystyki przepuszczalności względnych skał złożowych z rejonu Przedgórza Karpat. Przeprowadzone przez autorów analizy przepływów dwufazowych układów woda - gaz w skałach mioceńskich Przedgórza Karpat wskazują dość jednoznacznie na znaczny wpływ zmiany nasycenia wodą na koncentrację wody w dopływającym gazie a tym samym na ekonomiczny aspekt całej eksploatacji. Związane jest to w dużej mierze znacznymi nasyceniami rezydualnymi wodą, a w wyniku czego niewielki przyrost nasycenia skały wodą powoduje znaczy wzrost koncentracji wody w dopływającym gazie. Uzyskane rezultaty wskazują na fakt, że należy bardzo ostrożnie dowiercać te warstwy, tak aby nie doprowadzić do zmiany nasycenia wodą w strefie przyodwiertowej. Jest to szczególnie ważne podczas cementowania rur okładzinowych gdzie może dochodzić do znacznej infiltracji wody z zaczynu cementowego w warstwę produktywną. Źle przeprowadzony zabieg cementowania może w znacznym stopniu utrudnić późniejszą eksploatację złoża lub czasem ją uniemożliwić. Otrzymane wyniki obliczeń koncentracji wody w dopływającym gazu zamieszczone w tabelach 2 i 3 pozwalają na prognozowanie ilości wody przy planowanym wydatku gazu.

6

Dobór środków powierzchniowo-czynnych dla zwiększenia efektywności wynoszenia wody złożowej z odwiertów gazowych na przykładzie złoża Tarchały-Antonin

Jewulski J.

Gaz, Woda i Technika Sanitarna

|

1998

|

nr 12

503-506

EN

Laboratory research of surface tension in water solutions of superficial active agents at the water/gas area contact. Calculation of minimal natural gas discharge necessary for removal of water from gas wells.