Vizes gázkutak termeltetése

Miskolci Egyetem Műszaki Földtudományi Kar Kőolaj és Földgáz Intézet

Vizes gázkutak termeltetése DIPLOMAMUNKA 2013

Ipari kon zu lens:

Szű cs Mihály MOL K TD Algyői Termelés

Tanszéki kon zu len s:

Tu rzó Zoltán, PhD

Pázmándy K ri stóf olaj és gázmér nök hallgat ó pazmand yk@hotmai l.hu Beadva: 2013. május 8.

You created this PDF from an application that is not licensed to print to novaPDF printer (http://www.novapdf.com)

Tartalom Bevezetés ......................................................................................................................................1 1. Az algyői termelés rövid története, bemutatása .........................................................................2 2. A gázkutak folyadék felhalmozódásának problémája ..................................................................4 2.1. Mi okozza a folyadék felhalmozódást?.................................................................................4 2.2. Kritikus sebesség meghatározása.........................................................................................6 2.2.1 A Turner folyadékcseppes modell továbbfejlesztése ......................................................7 2.3. A beáramlási görbe és a termelőcső jelleggörbe kapcsolatának vizsgálata ...........................8 2.4. Gázkutakra alkalmazott Gray korrelációs módszer jellemzése............................................ 12 3. Gázkutak folyadék felhalmozódási problémájának megoldásai ................................................. 14 3.1. A választott gázkút és a termelt réteg bemutatása, termelési múltja ................................. 14 3.2 A választott gázkút elvizesedésének igazolása .................................................................... 16 3.3. Termelőcső átmérőjének csökkentése ............................................................................... 18 3.3.1. Beáramlási görbe előrejelzése korábbi kútvizsgálati eredmények alapján ................... 18 3.3.2. Többfázisú áramlás nyomás gradiensének számítása .................................................. 20 3.3.3. Kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazásának hatása a VLP görbére ............................ 29 3.3.4. Rendszer analízis szimulációs szoftver segítségével ..................................................... 30 3.3.5. Coiled Tubing alkalmazásának lehetősége................................................................... 34 3.4. Kútfej nyomás csökkentése kompresszor alkalmazásával................................................... 34 3.5. A talpi folyadék eltávolításának lehetőségei. ..................................................................... 37 3.5.1. Segédgázzal termeltetés ............................................................................................. 37 3.5.2. Termeltetés búvárdugattyúval .................................................................................... 38 3.5.3. Rudazatos mélyszivattyú alkalmazása ......................................................................... 40 3.5.3.1. Rudazatos mélyszivattyú méretezése a talpi folyadék eltávolításához ...................... 40 3.5.4. Felületaktív anyagok alkalmazása ............................................................................... 42 Összefoglalás ............................................................................................................................... 43 Irodalomjegyzék .......................................................................................................................... 44 Summary ..................................................................................................................................... 45 Mellékletek .................................................................................................................................. 46


Bevezetés Diplomamunkámban a gázkutak életciklusa során nagyon gyakran előforduló talpi folyadék felhalmozódás problémájával foglalkozok. A termelés előre haladásával a rétegből beáramló víz mennyisége többnyire egyre nagyobb méreteket ölt, melynek hatására a kút növekvő vízhányaddal termelhet. Azonban a probléma ennél még súlyosabbá is válhat. Amennyiben a termelési hozam kritikussá válik, akkor ez azzal jár, hogy a keverék sebessége lecsökken egy olyan sebesség alá, amely már nem képes kiemelni a folyadékot a kútból. Ez annak köszönhető, hogy a növekvő vízhányad növekvő nyomásveszteséget eredményez, ami mintegy lelassítja az áramlási sebességet. Ha a folyadék felhalmozódás a talpon megkezdődik, akkor mindenképpen szükséges a megfelelően nagy áramlási sebesség a folyadék fázis kiemelése céljából. Ha ez nem történik meg, akkor a kút talpán növekszik a felhalmozódás mértéke, ami egyre növekvő folyadéknívót eredményez. Természetesen a szint növekedésével a hidrosztatikus nyomás is növekszik a kúttalpon, ami a későbbiekben kút leállását, a termelés megszűnését okozza. Azért választottam ezt a témát, mert mint azt a fenti bekezdésben is említettem a gázkút elvizesedésének a problémája nem csak csökkent gázvagyon kitermelést eredményez, hanem a későbbiekben a kút életének a végét is jelentheti. Ezért mindenképpen szükséges az elvizesedés és a folyadék felhalmozódás problémájával foglalkozni, hiszen megfelelő műszaki és gazdaságossági szempontok figyelembe vétele mellett a kút leállás elkerülhető. Diplomamunkám elején rövid szakirodalmi kutatás keretében mutatom be a folyadék felhalmozódás problémájának kérdéskörét, a gázkút termelése során alkalmazott vizsgálati módszereket a kritikus víztermelés megállapítására, valamint a rendszer analízis segítségével a megoldási irányvonal meghatározását. A következő fejezetben egy általam választott és bizonyítottan nagy vízhányaddal termelő gázkút segítségével mutatom be az ipari gyakorlatban alkalmazott megoldási módszereket és javaslatot teszek a gázkút optimális termeltetése érdekében általam szükségesnek vélt módosításokra, beruházásokra. A diplomamunkám során igyekeztem végig áttekinthető és szemléletes, többségében saját diagramokkal, táblázatokkal és számításokkal szemléltetni a vázolt problémák megoldási lehetőségeit a víztermelés csökkentés, a talpi folyadék eltávolítása érdekében. Törekedtem a megoldások során több számítási eljárás alkalmazására és a kapott eredmények összehasonlító elemezésére, melyekből igyekeztem következtetéseket levonni a dolgoztam megírása során. 1


1. Az algyői termelés rövid története, bemutatása „A Szeged melletti Algyőn 1965-ben kezdték meg az első fúrást. A kutatók 1965-ben Magyarország addig ismert legnagyobb szénhidrogén készleteit tároló szerkezetet találták meg. A lezárt kutatások szerint az algyői medencében a kitermelhető kőolaj mennyisége 31 millió tonna, míg a kitermelhető fölgáz mennyisége 85 milliárd m³. Az algyői kőolaj- és földgázmező szénhidrogénkészlete jelentősen felülmúlta az ország korábbi nagy előfordulásait, így a feltárás ennek megfelelően nagy erőkkel indult, a szénhidrogén előfordulás minél gyorsabb felkutatása érdekében. A fúrást végző dolgozók száma 1050 fővel 1970-ben érte el a tetőpontot, ezt követően csökkentették a berendezések számát és a fúrási teljesítményt. A kőolaj kitermelése lényegében a feltárással együtt megkezdődött, és a fúrási munkákkal párhuzamosan egyre nagyobb méreteket öltött. Az algyői kőolajtermelés kezdete 1965 augusztusa, ekkor állították termelésbe a kitörést követő kútkiképzés után a Tápé-1 jelű kutat tartálykocsis olajszállítással. 1965 szeptemberében üzembe állították az első ideiglenes gyűjtőállomást. Már az első évben, 1966-ban 62 ezer tonna olajat és 8 millió m³ földgázt termeltek az ideiglenes létesítményekkel. Elindultak a finomítóba az első tartálykocsis szerelvények és az olajjal megtöltött tiszai uszályhajók. Megindult a közvetlen gázszolgáltatás Szegedre. A kitermelt kőolajnak a finomító üzembe juttatásához kőolajvezeték épült Szeged és Százhalombatta között. Az algyői mezőt bekapcsolták a főváros gázellátásába, ehhez földgázvezetéket építettek Algyőtől Budapestig. A leválasztott propán-bután gáz közvetlen hasznosítását szolgálta a létrehozott PB palacktöltő üzem. Bővítették az algyői vasútállomást és megvalósult a földalatti gáztárolás is. A szegedi üzem a magyar olajbányászat fellegvára lett. Az 1990-ig eltelt 25 év alatt az algyői mezőből kitermeltek többek között 23 millió tonna kőolajat, 7 milliárd m³ földgázt, 3 millió tonna propán-bután gázt, 7 millió tonna gazolint. A mező felfedezése, termelésbe állítása és művelése az 1990 előtti évtizedekben a magyar gazdaság legjövedelmezőbb vállalakozása volt.” [6] Napjainkra az algyői mezőn található legnagyobb sorszámú kút az 1011-es. Több mint 900 fúrt kutat mélyítettek le, melyből jelenleg kb. 260 termel. A kutak a termelővezetéken (folyóvezetéken) keresztül a gyűjtőállomáson található befutósorra érkeznek. A befutósor távműködtetésű biztonsági tolózárakkal van ellátva, amelyek havária (veszély helyzet) esetén megakadályozzák a termelvénynek a gyűjtőállomásra jutását. Innen a termelvény a szeparátorokba halad, ahol a sűrűség különbség alapján a fázisok különválasztása történik. 2


A leválasztott gáz továbbhalad a gázfeldolgozó üzembe, míg az olaj és a víz a szeparálási folyamat után ismét keveredik. A keverék tehát a gerincvezeték indító pontjánál indul a gyűjtőállomásról és halad a gerincvezetéken keresztül a főgyűjtő állomás felé. A gyűjtőállomásokon közös - és mérőszeparátorok vannak elhelyezve. A közös szeparátorok feladata a fent említett szeparálási folyamat elvégzése. Ezekre a mérőszeparátorra kötött kút kivételével az összes többi kút van rákötve. A mérőszeparátorok segítségével azonban az egyes kutak termelvény hozamainak meghatározása végezhető el. A főgyűjtő állomáson a befutósor a gerincvezetékek végpontja, ahonnan a termelvény az elő – majd utószeparátorokba jut. Természetesen ezekben a szeparálási folyamatokban is történik gázleválasztás, amely szabadgáz a gázfeldolgozó üzembe halad, míg az olaj – víz keverék az emulzióbontóba, ahol megtörténik az olaj és víz fázisoknak a különválasztása. Ezután az olaj a stabilizáló oszlopba kerül, ahol a kondenzátum illetve a könnyebb komponensek kiválása történik. Az így elkészült olajat stabilizált, tartályolajnak nevezik, amit a tartályparkban tárolnak és onnan további feldolgozásra csővezetéken keresztül szállítják el. A gázkutak termelése során fokozottan figyelni kell a homokszemcsék okozta erózióra, azonban a legnagyobb veszélyt a hidrát dugó kialakulása okozza. A víz a metánnal megfelelő nyomáson és hőmérsékleten kristályos szerkezetű metán - hidrátot alkot. A hidrát képződés függ az összetételtől a nyomástól, és a hőmérséklettől. Azt nyomás és hőmérséklet pontpárt, ahol a hidrát képződés kialakul, hidrát pontnak nevezzük. Többnyire alacsony hőmérsékleten következik be a hidrát kialakulása, amely feltételek elsősorban a kútfejen állnak fenn, hiszen a nagy nyomáscsökkenés következtében a termelvény lehűl, a hidrát dugó a vezetéken lerakódik az alacsony tömegáram miatt és elzárja a vezeték teljes keresztmetszetét akár fel is repesztheti azt. A hidrát képződés megelőzésre megoldás lehet a termelvény hőmérsékletének növelése, illetve az alacsonyabb gyűjtési nyomás, azaz meggátolni a termelvény nyomásának és hőmérsékletének a hidrát pont elérését. A hidrát képződés megakadályozására a termelvénybe ún. inhibítort adagolnak, amely metanol, ritkábban glikol lehet. Minden egyes kútba több liter metanolt adagolnak naponta, a környezeti hőmérséklet függvényében. A metanol a gyűjtőállomásokról érkezik a kutakhoz 1 inch vastagságú inhibítor vezetéken.

3


2. A gázkutak folyadék felhalmozódásának problémája 2.1. Mi okozza a folyadék felhalmozódást? A hozam kritikussá válása esetén a gáz képtelen a termeléssel együttjáró folyadékot a felszínre juttatni a termelőcsövön keresztül. Ilyen körülmények mellet az folyamatosan felhalmozódik a kúttalpon, ami csökkent hozamot és végül kút leállást eredményezhet. [1] Egy vertikális gázkútban a víz és a gáz többfázisú keverékének együttáramlása során különböző áramlási tartományok alakulnak ki. Az áramlási tartományok kialakulása függ a gáz áramlási sebességétől és a keverékben lévő gáz-folyadék fázis arányától. [2]

1. ábra Többfázisú áramlás, áramlási tartományai Forrás: James F. Lea: Solving Gas-Well Liquid-Loading Problems

Buborékos áramlás: A termelőcső egyes részei teljes mértékben folyadékkal van kitöltve, a termelt gáz csupán apró buborékok formájában van jelen, amely a folyadékkal együtt emelkedik a felszín felé. A gáz gyorsabban áramlik, mint a víz, ezért kell figyelembe venni a víz és a gáz áramlási sebességének különbségéből adódó siklás jelenségét. Ebben a tartományban a termelőcsőben fellépő nyomásveszteség komponensei közül a hidrosztatikus tag bír nagy jelentőséggel. [3] Dugós áramlás: A gázhozam és ez által a sebesség növekedése a súrlódási nyomásveszteség négyzetes mértékű növekedését eredményezi. A hidrosztatikus tag mértékét a keverék folyadékhányada határozza meg. A gáz buborékok egyre csak expandálnak és koagulálnak egymással, így nagyobb méretű buborékok, majd folyadék – gáz dugók alakulnak ki. A folyadék fázis továbbra is a folyamatos fázis ebben a tartományban. 4


Dugós-gyűrűs átmeneti áramlás: Az áramlás ebben a szakaszban fokozatosan átmegy folyamatos folyadék áramlásból folyamatos gáz áramlásba. Itt már a gáz fázis dominál a nyomás gradiens kiszámítása során. A folyadékfázis jelenléte kevésbé érzékelhető a számítás során. Gyűrűs-ködös áramlás: A gáz fázis jelenléte folyamatos és a kevés folyadék fázis ködszerűen van eloszlatva a gáz fázisban. A termelőcső falát belülről egy vékony, lamináris folyadékréteg veszi körül, a nyomás gradiens értékét ebben a tartományban már a gáz sűrűsége határozza meg döntően. Egy gázkút életciklusa során több áramlási tartomány típusba is kerülhet. Amikor a sebesség megfelelően nagy, akkor az áramlás képes magával ragadni a kút talpán felgyülemlő folyadékot. A nagy gázáramlási sebesség és alacsony vízhányad ködös áramlást eredményez, amelyben tehát a folyadék diszperz módon eloszlik a gázban. Ennek köszönhetően a nyomás gradiens viszonylag alacsony, így a keverék könnyen áramlik a kútfejhez. A folyadék felhalmozódás eróziós problémákat is okozhat, ugyanis ha a termelőcsőben áramló fluidum keverék áramlása a dugós tartományba esik, akkor a gázáramlási sebessége kisebb, mint a ködös tartományban, így a nyomás csökkenés nagyobb mértékű lesz és a folyadékdugó „visszahat” a kúttalpra. Egy gázkút életciklusa során az idő előrehaladásával a folyadék termelése többnyire egyre növekszik, hiszen egyre több víz áramlik be a rétegből. Természetesen ez a rezervoár tulajdonságaitól is függ. Ha a gáz térfogatárama és ebből következően a sebessége is kellően magas ahhoz, hogy a kútba beáramló folyadékot folyamatosan letermelje, akkor a kút a beáramlási görbe és a termelőcső jelleg görbe metszéspontjainak megfelelően egy stabil üzemponton fog működni. Ha a gáz térfogatárama túl alacsony és a keverék vízhányada nagy, akkor a nyomás gradiens a keverék nagyobb folyadéktartalma miatt nagyobb lesz, az áramlási sebesség lecsökken és ez folyadék felhalmozódás elkezdődését okozhatja a kúttalpon. Mivel a kúttalp nyomás megnövekedik, ezért a nyomáskülönbség, ami a beáramlást eredményezi a rétegből kisebb lesz, ez viszont a termelési ütem csökkenéséhez vezet, míg végül a kút leáll.

5


2.2. Kritikus sebesség meghatározása Ahhoz, hogy hatékonyan megtervezhessük egy gázkút folyadék felhalmozódási problémájának megoldását, szükséges ismernünk a kritikus sebességet és a kritikus térfogat

áramot.

Ezek

ugyanis

egy

adott

termelőcső

átmérőre

meghatározva,

számszerűsítve megmutatják nekünk azt a gázáramlási sebességet és így a térfogatáramot, amelynél a gáz még képes kiemelni a folyékony halmazállapotú termelvényt a kútból. Ha a sebesség és a térfogatáram a kritikus alá csökken, akkor a kiáramló gáz nem képes a folyadékot a továbbiakban kitermelni, tehát a felhalmozódás a kúttalpon megkezdődik.

2. ábra A Turner-féle folyadékcseppes modell Forrás: James F. Lea: Gas Well Deliquification

A folyadék szállítása a közel vertikális kutakban két fizikai folyamat eredményeként történik meg. A részecskék egyrészt önálló cseppek formájában a gáz sebességének segítségével, illetve a termelőcső falán folyadék filmet alkotva a nyíró feszültség hatására szállítódnak. Amint a kút elkezd gyengülni, más áramlási tartományok jelennek meg, először dugós majd buborékos áramlás alakul ki fokozatosan. Turner és társai vizsgálták ezt a jelenséget és tapasztalati összefüggésekkel próbálták modellezni. Felfedezték, hogy a felhalmozódás jelensége leírható a folyadékcseppes modellel, ami megmutatja a cseppnek a mozgását a kútban, azaz hogy a sebesség hatására a csepp lefele vagy felfele fog-e mozogni. Mint az a 2. ábrán is látható a csepp súlya lefelé ható erőként jelenik meg, míg a vonóerő a súly erővel ellentétes irányban hat. Ha a gázáramlási sebessége nagyobb, mint a kritikus, akkor a folyadék csepp a vonóerő dominálása miatt felfele fog mozogni. Amint a gázáramlási sebessége a kritikus alá csökken, a cseppre ható vonó erő kisebb lesz és ez által az a kúttalp irányába fog mozogni, folyamatos felgyülemlést okozva. 6


2.2.1 A Turner folyadékcseppes modell továbbfejlesztése A hagyományos Turner által alkotott folyadékcseppes modell nem ad tökéletes vizsgálati módszert a folyadék felhalmozódás eldöntésére, ezért számos kutató dolgozott a módszer továbbfejlesztésén. A klasszikus modell a folyadékcseppre ható erők leírására alapozta az egyenlet felírását a kritikus hozam meghatározásához. A Turner modell évtizedeken keresztül széles körben elterjedt volt az ipari használat során, mivel a kiszámításához elegendő volt a könnyen mérhető kútfej adatokat alkalmazni. [15] Sutton és társai (2010) azonban megállapították, hogy a Turner kritérium kiszámításához sokszor érdemesebb a kúttalpon érvényes paraméterek adatait felhasználni. Megállapításuk szerint ugyanis bizonyos körülmények fennállása esetén (alacsony nyomás és rezervoár hőmérséklet) a folyadék felhalmozódás problémájának kialakulása inkább a kúttalp hatásainak a függvénye, mintsem a kútfejé. Turner úgy gondolta, hogy az általa kidolgozott összefüggés 20%-kal növelt értéke megbízhatóan alkalmazható alacsony kútfej nyomású kutak esetén. Azonban Coleman és társai rávilágítottak, hogy a 20%-kos hibahatár kiterjesztése nem eredményez elégséges pontosságot ezért saját képletet dolgoztak ki a számításhoz. Nosseier felvázolta, hogy a számítás során vegyék figyelembe a Reynolds szám hatását a kritikus sebesség meghatározására és pontosítására. Számos kutató még további kritériumok figyelembe vételét javasolta. Úgy gondolták, hogy a kritikus sebesség függ a folyadék csepp méretétől. Ha egy folyadékcseppnek megvizsgáljuk az átmérőjét, akkor mindig tartozni fog hozzá egy olyan sebesség, ami egyensúlyt tart a csepp súlyával.

3. ábra A folyadékcsepp átmérőjének a hatása a kritikus sebességre Forrás: C.A.M. Veeken, S.P.C. Belfroid: New Perspective on Gas-Well Liquid Loading

7


A 3. ábra a folyadékcsepp átmérőjének hatását vizsgálja a kritikus sebességre. (0,1 m belső átmérőjű termelőcső alkalmazása esetén, a kútfej nyomás 20 bar, a kútfej hőmérséklet 40 °C). Látható, hogy Turner a maximális folyadékcsepp átmérőjének 8,2 mm-t határozott meg, úgy gondolta, hogy ennél nagyobb átmérőjű csepp nem fordulhat elő a gázkút áramlásában Számos szerző ezért ezt Turner kritériumnak hívja. A kritikus értékek meghatározása és összevetése a termelt adatokkal következtetni engedhet a folyadék felhalmozódás jelenségére, de egyértelműsíteni nem tudja azt. A gyakori módszer a gradiens mérés, illetve az echo méteres mérés, amelyekkel megállapíthatjuk az esetlegesen felgyülemlő folyadékot a kúttalpon. Az echo méteres mérés hanghullámot generál, mely hullám a különböző közegben, különböző sebességgel terjed, így meghatározható a folyadék – levegő határfelülete. A választott gázkút kritikus víztermelésének a vizsgálatát a fenti megfontolások alapján a következő fejezetben fogom elvégezni.

2.3. A beáramlási görbe és a termelőcső jelleggörbe kapcsolatának vizsgálata A termelési hozam és az áramlási kúttalp nyomás diagnosztizálására két fontos görbét és azok kapcsolatát kell megvizsgálnunk. A beáramlási görbe vagy IPR (Inflow Performance) meghatározása kútvizsgálati módszerekkel lehetséges és a rétegből történő beáramlási tulajdonságokról ad tájékoztatást. A termelőcső jelleggörbe vagy VLP (Vertical Lift Performance) a termelőcső működését mutatja meg. A két függvénynek csak együttes értelmezése során kapunk releváns adatokat a kút termelési paramétereit illetően. A folyadék felhalmozódása során a termelésre jellemző stabil munkapont, - azaz a VLP és az IPR görbe magas hozamhoz tartozó metszéspontja - kezd instabillá válni. A rendszer analízisre jellemző módon a görbék kiértékelése a csomópontnak választott kúttalpon, általában a perforáció közelében történik meg. [1] Mind az IPR, mind a VLP meghatározása adott időpontban, adott mérési eredmények felvétele során érvényes. Jellegéből következtethetünk a kút működésére, azonban a jövőre vonatkozó megállapításokat nem vonhatunk le. Az idő előrehaladásával előfordulhat ugyanis, hogy az addig kevés vizet termelő kút hirtelen drasztikus mértékű vízhányad növekedést mutat. Ugyanakkor az is megtörténhet, hogy az idáig lineárisan csökkenő rétegnyomás drasztikus növekedése figyelhető meg. Az előbbi jelenségre magyarázat lehet a vízfront áttörése, míg utóbbira a telepbe történő vízbesajtolás. 8


Ha a beáramlási görbe és a termelőcső jelleggörbe együttesen van ábrázolva, akkor azok kapcsolata könnyen megfigyelhető. Több eset lehetséges. Ha a két görbe egyáltalán nem metszi egymást, akkor a kút nem működik, azaz nincs olyan hozam – nyomás pontpár, ami termelést eredményezne. Ha a görbék metszik egymást, akkor - amint az az ábrán is látható - két metszéspont létezhet, viszont csak a magas hozamhoz tartozó eredményez stabil működést. Ha a tényleges hozam, vagyis amit a kút valóban termel és az elméleti, amit felvázoltunk, különbözik egymástól, akkor elképzelhető a folyadék felhalmozódás, de az is lehet, hogy nyomásveszteség számítására használt modell nem megfelelő.[2]

4. ábra A stabil és az instabil pontok a kút működését jelölő görbéken Forrás: James F. Lea: Gas Well Deliquification

A rendszer analízis során több részrendszerre osztjuk fel a vizsgálandó rendszert a rétegtől egészen a szeparátorig. Ha kijelölünk egy speciális pontot például a kúttalpon, amint csomópontnak hívunk, akkor a rétegből a kúttalpra történő, illetve a kútfejtől a kúttalpig történő áramlási folyamatokat vizsgáljuk. Az IPR görbe meghatározása történhet aktuális hozamvizsgálati mérések alapján, de történhetne réteg paraméterek alapján is, mint például permeabilitás, porozitás, skin tényező stb. Ha ezek nem állnak rendelkezésünkre, akkor lehet korábbi well test mérések alapján meghatározni a hozamgörbét valamilyen közelítő módszerrel. A rétegnyomás ismeretében az áramlási kúttalp nyomást változtatva nulla nyomástól egészen az AOF-ig, fel tudjuk rajzolni az IPR görbét. A VLP felrajzolása hasonló módon történik. A kútfej nyomás ismeretében a konstans gáz-folyadék arány mellett változtatjuk a gáz termelési hozamát

és

a

változó

hozamoknál

kiszámoljuk

a

termelőcsőben

fellépő

nyomásveszteségeket a kúttalpig. 9


A két görbe magasabb hozamhoz tartozó metszéspontja adja a stabil üzempontot, ahol két alrendszer nyomása és hozama megegyezik. A többi hozam esetén a termelő rendszer azon pontján egy nyomásugrás jelentkezne, ami a valóságban nem történhet meg. Kivéve akkor, ha valamilyen egyéb termelő berendezés elemmel eltöröljük vagy létrehozzuk ezt a nyomáskülönbséget. A termelőcső jelleggörbe tehát tájékoztatást ad a termelőcső működéséről, vagyis megmutatja a kapcsolatot a termelőcsőben az áramlás során fellépő nyomásveszteség és a termelési hozam között. A termelőcsőben fellépő teljes nyomásveszteség több komponensből áll,

úgymint

a termelvény hidrosztatikai nyomása, a súrlódási

nyomásveszteség, valamint a kinetikus tag, azaz keverék áramlása során fellépő sebesség változásokból származó nyomásveszteség. A nyomás veszteségek meghatározása során a kinetikus tag jelentősége az esetek többségében csekély, mindössze kb. tíz százalék [3], ezért ezt a komponenst elhanyagolhatjuk. A teljes nyomásveszteség az egyes komponensek nyomásveszteségének az összege. Ha diagramon ábrázoljuk az áramlási nyomásveszteség hidrosztatikus tagjának és külön görbén a súrlódási tagjának értékeit, akkor azt tapasztaljuk, hogy a súrlódási tag görbéje a hozam növekedésével négyzetesen növekszik, míg a hidrosztatikus tag más mértékű csökkenést mutat. Ennek az oka, hogy – a konstans gáz/folyadék viszony mellett – alacsony hozamnál a hidrosztatikus komponens dominál, a hozam növekedésével azonban a súrlódási tag jelentősége lesz nagyobb a nyomás gradiens meghatározása során. A minimumpontnál a hidrosztatikus tag és a súrlódási tag összege minimális lesz, azaz a VLP görbének inflexiója van. [1]

5. ábra A hidrosztatikus és a súrlódási nyomásveszteség változása Forrás: James F. Lea: Gas Well Deliquification

10


Természetesen

kizárólag

a

termelőcső

jelleggörbe

ismeretében

messzemenő

következtetéseket még nem lehet levonni a kút termelését illetően. Éppen ezért az áramlási tartományok meghatározása is csak a vizsgált hozam esetében végezhető el. Egy gázkút hozamának meghatározása a kezdeti módszerek során úgy történt, hogy a kutat atmoszférikus nyomáson termeltették, azonban ez rendkívül nagy gázveszteséggel járt együtt, amellett rendkívül környezetszennyező is volt. Egy kút hozamgörbéjének a felírásához elegendő információra van szükség. Ehhez nagy segítséget nyújt az ún. AOF (Absolute Open Flow) meghatározása. A kút hozama az ellennyomás függvénye, amely nem mást, mint a nyomáskülönbség a rétegnyomás és az alkalmazott áramlási kúttalp nyomás között. Minél nagyobb a nyomáskülönbség annál nagyobb a termelt hozam. Ebből következik, hogy állandó rétegnyomás mellett minél kisebb az áramlási kúttalp nyomás, annál nagyobb lesz a termelt hozam mennyisége. Az AOF a nulla bar áramlási kúttalp nyomáshoz tartozó elméleti maximális hozam. Azért elméleti, mert a valóságban ilyen hozam elérése nem lehetséges. A görbe másik „szélső pontja” a nulla hozamhoz tartozó áramlási kúttalp nyomás, ami maga a rétegnyomás, ugyanis ekkor a nyomáskülönbség nulla, azaz nincs beáramlás. [1] A beáramlási görbe meghatározása kútvizsgálati módszerekkel lehetségesek. A kútvizsgálat során különböző átmérőjű fúvókával termeltetik a kutat, melynek hatására különböző hozamokhoz tartozó hozam – nyomás pontpárok írhatóak fel. Általában három vagy több fúvóka átmérő alkalmazása szükséges. A kútvizsgálati módszertől függően lehet a kutat mind a három esetben állandó vagy különböző ideig termeltetni. Rawlins és Schellhardt voltak, akik különböző mérési eredmények alapján tapasztalati összefüggést határoztak meg egy kút hozamgörbéjének felírásához, amit ellennyomásos hozamegyenletnek

nevezünk.

A

hagyományos

értelembe

vett

ellennyomásos

hozamegyenlet a következőképpen írható fel: q = PI(P − P )

(1)

A PI, amit Productivity Indexnek (produktivitási tényező) hívnak a gázkutak esetében nem állandó, továbbá a nyomáskülönbség négyzetesen írható fel, ennek megfelelően az egyenlet felírva megkapjuk a hatványkitevős hozamegyenletet: q = C(P − P )

(2)

11


2.4. Gázkutakra alkalmazott Gray korrelációs módszer jellemzése Az eredeti Gray korreláció állandósult állapotra érvényes, vertikális kutakban használható, valamint kétfázisú áramlás leírására alkalmas összenyomható fluidum esetén. A módszer az alábbi egyenlet alapján határozza meg a nyomásveszteséget. ξρ + (1 − ξ)ρ dh +

dp =

dh −

d

(3)

Az egyenletben szereplő paraméterek a következők: -

D

a termelőcső átmérője [inch]

-

ft

kétfázisú áramlásra érvényes súrlódási tényező

-

g

gravitációs konstans [lbf/s2]

-

G

keverék áramlási sebessége [lbm-ft/sec]

-

h

mélység [ft]

-



gáztelítettség

-

g,l,m gáz, folyadék, keverék, sűrűsége

A hagyományos Gray korreláció alkalmazását az olyan jellemzőkkel rendelkező kutakra tesztelték megbízhatóan, amelyeknél az áramlási sebesség nem haladja meg az 50 ft/s, a termelőcső átmérő a 3,5 inch, a kondenzátum arány a 150 bbls/MMscf/D, és a folyadék arány a 10 bbls/MMscf/D értéket. Kutatók

vizsgáltak

a

kevés

vizet

termelő

gázkutak

termelőcsőben

fellépő

nyomásveszteségének meghatározására szolgáló Gray korrelációs módszer számos módosításának hatását. 50 kút mérése és tesztelése után, az adatok összehasonlítása során azt tapasztalták, hogy a módosított Gray korrelációs eljárás 6%-kal pontosabb eredményt szolgáltatott, mint a hagyományos. A korreláció alkalmas arra, hogy előre jelezzük az áramlási kúttalp nyomást olyan kutak esetében, amelyek kevés vizet termelnek. Számos módosítást javasoltak a kutatók az eredmények pontosabb meghatározása érdekében. A hagyományos korreláció a teljes nyomás veszteségre konstans víz sűrűséget feltételezett. Amennyiben kondenzátum és víz is jelen volt, akkor azokat súlyozott átlaggal számolták. A telep állapotban érvényes sűrűséget megkapjuk, ha elosztjuk a normálállapoton érvényes sűrűséget a víz telep állapotra számított teleptérfogati tényezőjével. A módosított korreláció előnye, hogy külön elemi egységekként vizsgálta a vízgőz térfogatváltozását nyomáscsökkenés és külön a hőmérséklet csökkenés hatására. Az 12


így kapott, a rezervoár nyomásának és hőmérsékletének függvényében történő elemi térfogat változások szorzata adja a pontosabb víz teleptérfogati tényezőjét. B

= (1 + ΔV ) ∙ (1 + ΔV

)

(4)

A hagyományos Gray korreláció nem számol a nyomáscsökkenés hatására bekövetkező víz fázisátalakulásával, a termelőcsőben történő áramlás során. A víz cseppfolyósodását vizsgálták a kúttalpon és azt találták, hogy ha a kúttalpon a víz kondenzálódik, akkor annak a nyomás gradiense közel ugyanakkora, mint amit a termelőcső felső harmadában levő kondenzációs zónában tapasztalnak, ahol a termelvény már megfelelően lehűlt.

6. ábra A folyadék nyomás gradiensének vizsgálata a kúttalpon Forrás: N.Kumar, Murphy Oil Corp.: Improvements for Flow Correlations, SPE 92049

Ha megfigyeljük az ábrát, akkor látható, hogy a kúttalpon kondenzálódott víz nyomás gradiense közel ugyanakkora, mint a 100% vízé. A kondenzálódott víz növeli a folyadék telítettséget és így a nyomásveszteséget is. Ha az áramlási sebesség ennek következtében lecsökken, akkor a kialakult vízdugó visszahat a kúttalpra és ott folyadék formájában felhalmozódik ennek köszönhető a nyomásveszteség növekedés. A hagyományos Gray korrelációs modell kétfázisú nyomásveszteség vizsgálatára alkalmas, melyben alapvető áramlási tartomány ködös és folyadékcseppek vannak benne eloszlatva. A módosított azonban már több áramlási tartományt is figyelembe vesz. Ha az áramlási sebesség a Turner kritérium felett van, akkor számol ködös áramlási tartománnyal és a folyadéktelítettség a hagyományos Gray korrelációval számolható. Azonban ha a kritikus alatt van a sebesség, akkor az Orkiszewski által kidolgozott folyadéktelítettség számítás a széles körben elterjedt módszer a módosított Gray korreláció alkalmazása során, így felírható az áramlási térkép. 13


3. Gázkutak folyadék felhalmozódási problémájának megoldásai 3.1. A választott gázkút és a termelt réteg bemutatása, termelési múltja A kút, amit a továbbiakban Kút-1-gyel jelölök egy vertikális, egyszintes gáztermelő kút. Egy termelőcső rakat van beépítve, ami jelenleg a Réteg-1-re van perforálva 1847-1855 m mélységben. A kútszerkezeti rajz tanulmányozása alapján kijelenthető, hogy a kút többször volt átképezve. A termelési béléscső 7 inch átmérőjű, alján a béléscső saru 2460 m mélyen van elhelyezve. A termelőcső 3,5 inch átmérőjű, amely több részegységet is tartalmaz, többek között két vastag falú közdarabot, egy „D” típusú ültető közdarabot és egy kúpos műszerbevezetőt. A kútba 1780,15 m, illetve 1817,99 m-en tömítő pakker van elhelyezve. A választott gázkút kútszerkezeti rajzát a mellékletben teszem közzé. A kút tehát a Réteg-1 szintre van mélyítve, mely egy felső-pannon kori, homokkő típusú tároló. A geológiai jelentés értelmében a tároló területe 37,1 km2, a felső síkja 1797 m-nél kezdődik, az olajos effektív vastagság 16 m, míg a gázok effektív vastagság 37 m. A kőzet porozitása 23,6 %, míg áteresztőképessége 138 mD. A tároló adatokról elmondható továbbá, hogy a kezdeti rétegnyomás 189 bar, míg a kezdeti réteghőmérséklet 93,5 °C volt. Az termelési múlt adatait vizsgálva azt tapasztaljuk, hogy a réteg már 1967-től termelt, azonban kezdetben csak kőolajat és oldott gázt. A szabadgáz kutak termelése csak 1998-tól indult meg. Ennek oka, hogy a szabadgáz hajtás fenntartása érdekében a gázsapkát a termelés kezdetén nem termeltetik. Az alábbi táblázat a Réteg-1 szabadgáz termelési adatait tartalmazza. Ebben a táblázatban jól látható, hogy a termelés csúcspontja a 2004-es évben volt, azóta napjainkig a termelési ütem folyamatos csökkenést mutat. 1. táblázat A Réteg-1 szabadgáz termelési múltja Év

Termelés enm3

Év

Termelés enm3

1998

109 789,3

2005

154 987,5

1999

183 122,6

2006

68 362,9

2000

176 398,7

2007

43 898,8

2001

229 196,9

2008

41 359,9

2002

255 238,3

2009

40 523,2

2003

246 241

2010

41 330,6

2004

319 972

2011

29 387,3

14


A Kút-1 termelési múltjának adatai a mellékletben kerültek elhelyezésre. A 7. ábrán a víztermelési adatokat figyelhetjük meg. Jól észrevehető, hogy a kút 2000-től 2004-ig terjedő időszakban nagyon kevés, mindössze alig 1 m3/nap értékkel termelt. Ezután egy drasztikus növekedés következett be a víztermelésben, mindössze egy év alatt, ami 2005ben elérte a közel 80 m3/nap értéket. Valószínűsíthető, hogy ekkor történhetett meg a vízfront áttörése, azaz a telep elárasztása

Termelési hozam [m3/nap]

Éves víztermelés alakulása [Kút-1] 100 80 60 40 20 0 2000

2002

2004

2006 Dátum

2008

2010

2012

7. ábra A Kút-1 víztermelésének alakulása A 8. ábrán pedig az éves bruttó gáztermelési adatokba nyerhetünk bepillantást, melyben egyértelműen csökkenő tendencia figyelhető meg.

Termelési hozam [m3/nap]

Éves bruttó gáztermelés [Kút-1] 250 000 200 000 150 000 100 000 50 000 0 2000

2002

2004

2006 Dátum

2008

2010

2012

8. ábra A Kút-1 bruttó gáztermelésének alakulása 15


3.2 A választott gázkút elvizesedésének igazolása Amint azt az előző fejezetben említettem egy gázkút talpi folyadék felhalmozódásának kialakulására a kritikus térfogatáram és sebesség meghatározásával következtethetünk. A választott kút adatait felhasználva szeretném bemutatni a kritikus sebesség meghatározását a gyakorlati alkalmazásokban. A képleteknek megfelelően angolszász mértékegységeket alkalmazok. Olyan mérési eredményt használok a számításhoz, amely a továbbiakban is használható lesz vizsgálódás céljából. A kút termelési múltja alapján a 2012.04. mérési eredmény adatainak segítségével határozom meg a kritikus térfogatáramot és a sebességet. Kútfej nyomás:

Psurf=80 bar=1175 psi

Kútfej hőmérséklet:

Tsurf=56 °C=100,8 °F

A víz sűrűsége:

l=67 lbm/ft3

A víz felületi feszültsége:

=60 dyne/cm

A gáz relatív sűrűsége:

g=0,7

A gáz eltérési tényezője:

Z=0,823729

A termelőcső külső átmérője:

do=3,5 inch

A termelőcső belső átmérője:

dt=2,99 inch

A termelőcső keresztmetszete:

At=0,0488 ft2

A termelési gázhozam:

q=1,8 MMscf/D=51 000 m3/nap

Először a gáz sűrűségének a meghatározása szükséges, majd a kritikus sebesség és a kritikus térfogatáram meghatározását végzem el. =

∙ 10,73

=

∙

=

+ 460

1,593 ∙

28,97 ∙ 0,7 ∙ 1175 = 4,807 10,73(100,8 + 460)0,823729

−

=

1,593 ∙ 60 (67 − 4,807)

= 5,68

4,807

,

=

3,067 ∙

∙ + 460

∙

=

3,067 ∙ 1175 ∙ 0,0488 ∙ 5,68 = 2,16 [ (100,8 + 460)0,823729

/ ]

A Turner és társai által közölt összefüggés húsz százalékkal növelt értéke jó közelítéssel használható az alacsony kútfej nyomású (P<1000 psi) kutak esetében is. Azaz a Vg értéke 16


így 6,81 ft/s lesz és a qt pedig 2,59 MMscf/D értékre módosul. Azonban a pontosabb eredmény meghatározásához mindenképpen szükséges a Coleman és társai által közölt összefüggéssel is számolni.

,

,

=

=

0,0742 ∙

∙

+ 460

∙

67 − 0,0031 ∙

=

0,0031 ∙

(67 − 0,0031 ∙ 1175) 0,0742 ∙ 1175 ∙ 2,99 ∙ = 2,49 [ (100,8 + 460)0,823729 (0,0031 ∙ 1175)

/ ]

Észrevehető, hogy az adott termelőcső keresztmetszet esetén, adott nyomáson és hőmérsékleten érvényes kritikus térfogatáram 2,49 MMscf/D=70509 m3/nap értéknek adódott, azonban a termelési hozam csak 1,8 MMscf/D=51000 m3/nap, ezért a termelési hozam nem éri el a víz kiemeléséhez szükséges kritikus értéket. Jól megfigyelhető, hogy az általam vizsgált kút nem teljesíti a kritériumot, azonban fontos hangsúlyozni, hogy a vizsgálat egy adott időpontbeli mérési eredmény alapján történt. Következtethetünk arra, hogy a kúttalpon megkezdődött a folyadék felhalmozódás, azonban azt, hogy ez a jövőben is folytatódni fog nem jelenthetjük ki egyértelműen, csak valószínűsíthetjük. Érdemes tehát kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazását megfontolni, ezért kiszámolom, hogy (természetesen szabványos termelőcső méretek választása mellett) a kisebb átmérő hogyan fogja befolyásolni a kritikus termelési hozam mennyiségét. Az újabb számítások teljesen hasonlóak, csupán a termelőcső belső átmérője (dt) módosul. A választott termelőcső átmérőt és az ezekhez tartozó kritikus termelési hozamot szeretném közölni az alábbiakban. Az aktuális termelési hozam továbbra is q=1,8 MMscf/D=51 000 m3/nap. D = 2,323 inch Turner

,

= 1,3

Turner 20%-kal növelve:

q

Coleman

q = 1,5

, ,

= 36812 [

= 1,56

= 44174 [

] ]

= 42475

Jól látható, hogy a 2,323 inch belső átmérőjű termelőcső alkalmazása megfontolandó, hiszen így a kritikus térfogatáram a termelési hozam alatt van. 17


3.3. Termelőcső átmérőjének csökkentése A termelési gázhozam növelésére több megoldás is létezik. Az egyik ilyen módszer lehet a termelőcső átmérőjének csökkentése. A helyesen tervezett kisebb átmérőjű termelőcső képes növelni a gáz sebességét, amely során a gáz képes kiáramoltatni a folyadékot a kútból, mint azt előző fejezetben bemutattam. Azonban ahhoz, hogy megállapítsuk vajon a kisebb átmérő működik-e a kútban, mindenképpen szükséges meghatározni a termelőcső jelleggörbét és azt a beáramlási görbére illeszteni. Ahhoz, hogy ezt megtegyük, ki kell választani egy a nyomás gradiens számítására szolgáló modellt, ami kellően pontos eredményt ad. Első lépésben kell keresni egy olyan üzempontot, amikor a kút még stabilan működött, kevés vízhányaddal. Ennek az időpontnak a kútvizsgálati hozammérés idejét választottam (2002.07.). Erre az időpontra a termelési és a beáramlási adatok alapján fel kell rajzolni az IPR és a VLP görbéket és azok kapcsolatát vizsgálni. Mivel abban az időpillanatban a kút stabil üzemponton működött, ezért a VLP és az IPR görbe magas hozamhoz tartozó metszéspontját össze kell vetni az akkori mért gázhozam értékkel. Amennyiben az értékek elég közel vannak egymáshoz, akkor a modell megfelelő a kút működési tulajdonságainak a meghatározására és az megfelelő lehet a jelenben is. 3.3.1. Beáramlási görbe előrejelzése korábbi kútvizsgálati eredmények alapján A múltban kivitelezett kútvizsgálati eredmények alapján könnyen előre lehet jelezni a jelenre érvényes beáramlási görbét. A rétegnyomás csökkenése során a beáramlási görbe jellegében nem történik változás. Ez azzal magyarázható, hogy az effektív permeabilitás a gáz esetében konstans marad, amennyiben a gáz saturációja is konstans marad. A hozamegyenletben szereplő C értéke függ a nyomástól, amit viszont a gáz viszkozitása és eltérési tényezője határoz meg. Ezért tudjuk felírni az alábbi egyenletet. [18] C = C (μZ) /(μZ)

(5)

A beáramlási görbe meredeksége, ami logaritmikus rendszerben ábrázolva az n kitevő egyenesének iránytangense az idő előrehaladásával nem változik, csupán a C konstans értéke módosul a viszkozitás és az eltérési tényező arányában. μ (p, T) = 0,0001 ∙ K ∙ e

∙

(6)

18


,

(9,4 + 0,02 ∙ ) = 209 + 19 ∙ + = 3,5 +

986

+ 0,01 ∙

= 2,4 − 0,2 ∙ = 0,0433 ∙

∙

μ (p, T) = 0,0001 ∙ K ∙ e

∙ ∙

(9,4 + 0,02 ∙ 29 ∙ 0,7)607,6 = 209 + 19 ∙ 0,7 + 607,6 = 3,5 +

,

= 122,1534

986 + 0,01 ∙ 27 ∙ 0,7 = 5,325778 607,15

= 2,4 − 0,2 ∙ 5,325778 = 1,334844

= 0,0433 ∙ 0,7 ∙

1994,461 = 0,1202 0,827878 ∙ 607,6

= 0,0001 ∙ 122,1534 ∙

,

∙ ,

,

= 0,017 [

]

A fenti képlettekkel meghatároztam a jelen állapotban (2012.04) érvényes gáz viszkozitását, hasonlóan kell kiszámolni a well test kivitelezésekor (2002.07) érvényes rétegnyomás és réteghőmérséklet értékekkel kalkulált gáz viszkozitását is, ami µp=0,018 értéknek adódott.

C =

C (μZ) 0,018 ∙ 0,82385 = 4180 ∙ = 4453,941 [ (μZ) 0,017 ∙ 0,827878

∙

]

A CF és a rétegnyomás ismeretében könnyen felrajzolható a jelenre korrelált beáramlási görbe és a már a well test adatokból ismert görbe is. Amiket a 9. ábrán ábrázoltam.

Kút-1 beáramlási görbe időbeni alakulása 180 Kúttalpnyomás [bar]

160 140 120 100 80 60 40 20 0 0

200 000

400 000 600 000 800 000 Termelési hozam [m3/nap]

1 000 000

9. ábra A Kút-1 beáramlási görbéjének alakulása 19


A kék görbe jelöli a múltbeli beáramlási függvényt, míg a piros a jelenre érvényeset. Jól látható, hogy a görbék jellege nem változtak, csupán a rétegnyomás csökkenésével az AOF értékének csökkenése figyelhető meg. Ezek után ezt a termelési időpontot fogom felhasználni a továbbiakban, amikor tehát a kút még kevés vízhányaddal termelt és megvizsgálom vajon az a stabil üzemponton működött-e. 3.3.2. Többfázisú áramlás nyomás gradiensének számítása A gáztermelő kutak többnyire szabadgázt, kondenzátumot és vizet termelnek, ezért az áramlás többfázisú. A többfázisú keverék áramlási veszteségeinek kiszámításához több tényezőt kell figyelembe venni, mint az egyfázisú áramlás esetén. A gáz – folyadék keverék különböző áramlási tartományokon mehet keresztül a buborékostól kezdve egészen a ködös áramlásig. [3] A logikai sorrendiségnek megfelelően először a Kút-1 múltbeli (2002.07) termelési adatait felhasználva mutatom be a többfázisú keverék nyomás gradiensének kiszámítását, mely adatok a következők: Kútfej nyomás: Psurf=106 bar=1552 psi Kútfejhőmérséklet: Tsurf=48 °C=86,4 °F A gáz relatív sűrűsége: g=0,7 A termelt folyadék hozam: qlsc=1,6 m3/nap=10 bpd A termelt gázhozam: qgsc=204 600 m3/nap=7,225 MMscf/D A termelőcső hossza a perforációig: L=1826 m=5990,814 ft A termelőcső belső átmérője: dt=2,99 inch (OD=3,5 inch) Először szükséges a gáz paramétereinek a meghatározása, úgymint teleptérfogati tényező illetve eltérési tényező. A földgáz reális gáznak tekinthető, ezért az ideális gázmodellel nem írhatóak le a tulajdonságai. A gáz eltérési tényezője megmutatja, hogy a reális gáz viselkedése mennyire tér el az ideális gáz tulajdonságaitól. Az eltérési tényező kiszámítására szolgáló képletet Pápay [3] határozta meg, így a következőképpen számítható: Z= 1−

, ,

∙ ∙

+

,

∙ ,

∙

(7)

A képletben szereplő pszeudoredukált nyomás és hőmérséklet a pszeudokritikus nyomás és hőmérséklet ismeretében határozhatóak meg. A pszeudokritikus paraméterek a gáz relatív sűrűségének a függvényei. 20


P = 709,6 − 58,7 ∙ γ = 709,6 − 58,7 ∙ 0,7 = 669 [psi] T

= 170,5 − 307,3 ∙ γ = 170,5 − 307,3 ∙ 0,7 = 385,61 [°R] P =

=

T =

=

=1−

= 2,322 ,

(9) (10)

= 1,42

,

(8)

(11)

3,52 ∙ 2,322 0,274 ∙ 2,322 + = 0,7706 ∙ , ∙ , 10 , 10 ,

Az eltérési tényező ismeretében számítható a gáz teleptérfogati tényezője a következőképpen: B = 0,0283

= 0,0283

,

∙(

,

)

= 0,0077

(12)

A gáz adott nyomáson és hőmérsékleten vett sűrűsége a fenti paraméterek meghatározása után már kiszámítható: ρ (p, T) = 2,7 ∙ γ ∙

∙

= 2,7 ∙ 0,7 ∙

,

∙(

,

)

= 6,97

(13)

Többfázisú áramlás, jelen esetben víz és gáz esetén nem lehet pontosan kiszámítani az egyes fázisokra jellemző áramlási sebességet, ugyanis az a termelőcső minden egyes keresztmetszetében más és más. Ezért bevezették a látszólagos sebesség képletét, amely azt feltételezi, hogy a vizsgálandó fázis teljes mértékben kitölti a keresztmetszetet. v =

( , )

v = 6,5 ∗ 10

[ft/s]

(14) ( , )

[ft/s]

(15)

10 = 0,013 [ / ] 0,0488

= 6,5 ∗ 10

A termelőcső keresztmetszete az átmérő ismeretében számítható: A =

=

, /

= 0,0488 [ft ]

(16)

21


A képletbe megfelelően behelyettesítve ft/s-ban kapjuk meg a folyadék látszólagos sebességét. A gáz vízben való oldhatóságát elhanyagoltam, ezért a víz teleptérfogati tényezőjét (BW) 1 értéknek vettem. A gáz látszólagos sebességénél már figyelembe kell venni, hogy a gáz állapota függ a nyomástól és a hőmérséklettől ezért számolni kell az adott nyomásra és hőmérsékletre érvényes teleptérfogati tényezővel. Az egyszerűség kedvéért a gazolin mennyiségét a gáz térfogatáramához adtam. v

v

= 1,16 ∗ 10

= 1,16 ∗ 10

( , )

[ft/s]

(17)

7,225 ∙ 10 ∙ 0,0077 = 13,197 [ft/s] 0,0488

A folyadék és a gáz látszólagos sebessége valójában egy közelítő érték. Számos tényezőt és veszteséget figyelembe kell venni a pontosabb értékek meghatározásához. A keverék látszólagos sebessége a két fázis sebességeinek az összege: v =v +v

= 13,21 [ft/s]

(18)

A folyadék és a gáz együttes áramlása esetén a sebességeik különbözősége miatt figyelembe kell vennünk siklás jelenségét, ami veszteséget eredményez. A gáz sebességét a keverék látszólagos sebessége (vm) és a gázbuborék emelkedési sebessége (vb) határozza meg. A C0 eloszlási tényezőt 1 értéknek vettem. Fontos hangsúlyozni, hogy a gázbuborék emelkedési sebességnek van egy maximuma, amit 0,5 ft/s-ban határoz meg a szakirodalom [3]. v = C v + v [ft/s]

(19)

= 13,21 + 0,45 = 13,662 [ / ] A két fázis közötti felületi feszültség értékének szakirodalmi ajánlások alapján 8 dyne/cm értéket választok. [3] v = 0,79

(20)

22


8(67 − 6,97) = 0,45 [ / ] 67

= 0,79

v =v −v

(21)

= 13,662 − 0,394 = 13,268 [ / ] Látható, hogy a siklási veszteség ebben az esetben szinte elhanyagolható. Ez viszont csak azért van, mert rendkívül kicsi a vízhányad. A számítást a logikai sorrendiségnek megfelelően mutattam be erre a termelési időpontra. A jelen állapotra (2012.04) érvényes termelőcső jelleggörbe meghatározása során viszont a nagyobb folyadékhányadnak köszönhetően a siklási veszteségnek komoly jelentősége lesz. λ =

=

(22)

0,013 = 0,001 13,2

=

λ =1−λ

(23)

= 1 − 0,001 = 0,999 A fenti képletben a siklás nélküli folyadék és gáz telítettséget számoltam ki, amely tényező 0-tól 1-ig terjedő értéket vehet fel. ε =

=

∙

ε =1−

, ,

,

= 0,97

= 1 − 0,97 = 0,03

(24) (25)

A siklási veszteséget figyelembe véve számítható a pontosabb folyadék telítettség, amit elosztva a gáz fázis látszólagos sebességével megkapjuk a gáz tényleges sebességét. v =

=

, ,

= 13,66 [ft/s]

(26)

Hasonlóképpen járhatunk el a folyadék fázis tényleges sebességének meghatározása során is.

23


v =

=

,

= 0,394 [ft/s]

,

(27)

Hasonlóan az előzőekhez a keverék sűrűségét is kétféleképpen számíthatjuk ki. A siklási veszteség figyelembe vétele nélkül, és annak figyelembe vételével. A gáznak a sűrűsége a nyomás és hőmérséklet mellett függ a gáz eltérési tényezőjétől illetve a gáz relatív sűrűségétől is. ρ

=ρλ +ρ λ

(28)

= 67 ∙ 0,001 + 6,97 ∙ 0,999 = 7,028 ρ =ρε +ρ ε

(29)

= 67 ∙ 0,03 + 6,97 ∙ 0,97 = 9,011 Az eddig meghatározott adatok ismeretében most már kiszámítható a termelőcsőben áramló fluidom nyomás gradiense. A nyomás gradiens három komponensből áll, a hidrosztatikus, a súrlódási és a kinetikus tagból. A kinetikus tag kiszámítása nem lehetséges konstans v sebességgel, mert a sebesség a távolsággal differenciálisan változik, azon kívül ennek a tagnak csak nagy hozamoknál van jelentősége, az esetek többségében elhanyagolható. =

ρ

(30)

= 1,294 ∗ 10 f

(31)

= 2,16 ∗ 10

(32)

Szükséges még meghatározni a súrlódási tényezőt, amit a következő összefüggéssel tehetünk meg: f=

,

=

, √ ,

= 0,022

(33)

Természetesen, ha a gradienseket a termelőcső perforációig érvényes hosszával megszorozzuk – jelen esetben L=1826 m=5990,814 ft – akkor a teljes szakaszra érvényes 24


nyomásveszteséget kapjuk meg. A fenti példánál maradva egy adott sebességgel áramló fluidum keverék a termelőcső paraméterei (átmérő, hossz) mellett a következőképpen számítható a nyomásveszteség hidrosztatikus tagja: ∆

=

1 ∙ 9,011 ∙ 5990,814 = 374,893 [ 144

] = 25,85 [

]

A súrlódási tag pedig hasonlóképpen:

∆

= 1,294 ∗ 10

96,858 [

= 1,294 ∙ 10

] = 6,678 [

∙ 0,022 ∙

9,011 ∙ 13,66 = 2,99

]

A termelőcsőben fellépő teljes nyomás veszteséget tehát a hidrosztatikus és a súrlódási tag összegeként kapjuk: ∆

= 374,893 + 96,858 = 471,75

= 32,53 [

]

Ha figyelembe vesszük a 106 bar kútfej nyomást, akkor a teljes nyomásveszteség és a kútfej nyomás összege adja a termelőcső jelleggörbe paramétereként számított, adott hozamhoz tartozó áramlási kúttalp nyomást. Ez 138,53 bar értéknek adódik, az adott gáz hozam (qg=7,225 MMscf/d) és folyadékhozam (ql=10 bpd) mellett. Az előbbiekben ismertetett számítási eljárás a Bernoulli egyenlet megoldásán alapszik, ezért ez csak egy hipotetikus modell, egy elméleti megközelítés. Több szerző dolgozott ki tapasztalati

összefüggéseket,

amelyek

mérési

eredményeken

alapuló

empirikus

korrelációkat alkalmaz a csővezetékben áramlás során létrejövő nyomásveszteségek meghatározására és ezek az összefüggések már figyelembe veszik a különböző áramlási tartományokat is, amely alapján már felrajzolhatóak az áramlási térképek. [3] A termelőcső jelleggörbe felrajzolása tehát hasonló számítási eljárás keretén belül történik. A gáz hozam és a folyadék hozam változtatásával (egy konstans gáz/folyadék arány mellett) az adott hozamokhoz tartozó áramlási kúttalp nyomás értékek számíthatóak. Ez után a beáramlási és a termelőcső jelleggörbe illesztése szükséges, hogy meghatározzuk a metszéspontokat, azaz ahol a kút stabil munkaponton üzemelt.

25


Kút-1 beáramlási és termelőcső jellegörbéjének kapcsolata 160,0

Kúttalpnyomás [bar]

155,0 150,0 145,0 140,0 135,0 0

50 000


250 000

300 000

10. ábra A Kút-1 egyik múltbeli állapota szerinti IPR és VLP görbéjének kapcsolata A kék görbe jelöli a beáramlási, a zöld a termelőcső jelleggörbét. A nagyobb hozamhoz tartozó metszéspontja pedig a stabil munkapontot jelöli. A piros ponttal ábrázoltam a mért termelési hozamot, abban az időpontban (2002.07), amikor az IPR és VLP görbe érvényes és alkalmazható. Jól látszik, hogy a számított és a mért pont megfelelően közel van egymáshoz, ezért csakis összehasonlítás céljából, de a Bernoulli egyenleten alapuló számítást is használhatjuk a nyomás gradiens meghatározására a jelen állapotban érvényes termelési adatok felhasználásával. Ugyanakkor a pontos eredmény annak is köszönhető, hogy a kút abban az időpontban rendkívül alacsony folyadékhányaddal termelt és éppen ezért – mint az a részletes számításokban is kitűnik – elhanyagolható mértékű volt a siklási veszteség. Tehát mindenképpen szükséges egy másik, korrelációs eljárással meghatározni a termelőcső jelleggörbét, amit majd a Petex ProsperTM szimulációs program segítségével végzek el. A jelen időpontra érvényes beáramlási görbe a well test előrejelzése alapján felrajzolható volt. A termelőcső jelleggörbe meghatározása hasonló számítási eljárás mellett történik, mint amit fentebb részletesen kifejtettem. A jelen időpontban (2012.04) érvényes termelési adatok felhasználásával, a kútfej nyomás

80

bar=1175

psi

értéknek

adódik,

míg

a

kútfej

hőmérséklet

26


56 °C=100,8 °F. A termelt folyadék mennyisége 83,2 m3/nap=523,31 bpd értékre változott, míg a termelt gáz 51 000 m3/nap=1,8 MMscf/D. 2. táblázat A Kút-1 a jelen időpontbeli termelőcső jelleggörbéhez számított pontpárok Folyadék hozam [m3/nap]

Gáz hozam [em3/nap]

Termelvény áramlási sebessége [m/s]

Hidrosztat.

Súrl.

Teljes

Nyomásveszteség [bar]

Nyomásveszteség kútfej nyomásssal növelt értéke [bar]

9,79

6

0,33

101,12

0,17

101,29

181,29

19,58

12

0,53

77,29

0,32

77,62

157,62

29,36

18

0,73

66,31

0,52

66,83

146,83

39,15

24

0,92

59,99

0,76

60,75

140,75

48,94

30

1,12

55,89

1,04

56,93

136,93

58,73

36

1,31

53,01

1,37

54,37

134,37

68,52

42

1,51

50,88

1,73

52,6

132,6

78,31

48

1,71

49,23

2,14

51,37

131,37

88,09

54

1,9

47,93

2,58

50,51

130,51

97,88

60

2,1

46,87

3,08

49,94

129,94

107,67

66

2,29

45,99

3,61

49,59

129,59

117,46

72

2,49

45,24

4,18

49,43

129,43

127,25

78

2,69

44,61

4,8

49,41

129,41

137,04

84

2,88

44,06

5,45

49,52

129,52

146,82

90

3,08

43,59

6,15

49,74

129,74

A fenti táblázatban tüntettem fel a termelőcső jelleggörbe kitüntetett pontjait. A vízhozam konstans gáz/folyadék hányad mellett változik. A görbének inflexiója van 78 em3/nap gázhozam mellett. A görbe minimumpontjáig a nyomás nagymértékű csökkenést, a minimumponttól kezdve a nyomás nagyon kismértékű növekedést mutat, amit a 11. ábrán is megfigyelhetünk. A táblázat és a diagram adatait szemlélve jól megfigyelhető, hogy a teljes nyomásveszteség a minimumpontig meredeken csökken, majd onnantól a csökkenéshez képest csak rendkívül kismértékű növekedés figyelhető meg a hozam változásával. Ez annak köszönhető, hogy a görbe inflexiós pontja közel van a stabil üzempontot jelölő metszésponthoz és a görbe ábrázolása a könnyebb áttekinthetőség érdekében csak eddig a szakaszig terjedt ki. Azonban ha a nyomásveszteséget tovább vizsgálnánk, láthatóvá válna, hogy a görbe meredekségében a minimumponttól távolabb már nagyobb mértékű növekedés lenne megfigyelhető.

27


Kút-1 aktuális termelési jelleggörbék 135,0


134,0 133,0 132,0 131,0 130,0 129,0 35 000

45 000

55 000 65 000 Termelési hozam [m3/nap]

75 000

85 000

11. ábra A jelen időpontban érvényes termelő kút működése A 11.ábrán a jelen időpontban érvényes termelőcső és hozam görbe kapcsolata látható. A piros pont jelöli az aktuális termelt gázhozamot, a kék az IPR, a zöld a VLP görbét mutatja kinagyítva. A kút rendelkezésemre állt adatai alapján a legutóbbi mért termelési adatok (2012.04) szerint – melyekhez rétegnyomás mérés is társult - a kút qg=51 000 m3/nap gázt és ql=83,2 m3/nap folyadékot termelt. A beépített termelőcső átmérője 3,5 inch. Megállapítható, hogy az ezen adatokkal számolt teljes nyomásveszteség 50,9 bar értéknek adódott, amihez még hozzá kell adni a 80 bar kútfej nyomást és így megkapjuk, hogy adott hozam és termelőcső átmérő mellett mekkora a rendszer analízis során választott csomópontban, azaz a kúttalpon a nyomás értéke. Pwf=50,9+80=130,9 bar. A diagram adatait elemezve jól látható, hogy a kút az optimálistól balra termel. Ebből akár már következtethetnénk is a folyadék felhalmozódás megjelenésére. A termelőcső jelleggörbének a minimumpontja a 78 em3/nap hozamnál van, ekkor az áramlási kúttalp nyomás 129,41 bar értéknek adódik. A kút tehát ezen a ponton üzemelne a legkisebb veszteséget jelentő munkaponton, hiszen a termelőcsőben fellépő áramlási veszteségek ebben a pontban üzemelve lesznek minimálisak. A kút a valóságban nem így fog termelni a hozam változásával, mint ahogy azt a görbe mutatja, az csak egy adott időpontban érvényes állapot. Csupán elméleti okfejtéseket következtethetünk ki a jövőre vonatkozólag.

28


3.3.3. Kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazásának hatása a VLP görbére A folyadék felhalmozódás problémájának enyhítése során semmiképpen sem lehet cél a víztermelés megszüntetése, sokkal inkább a felhalmozódás legkisebb mértékre redukálása. Ahhoz, hogy a termelt gázáramlási sebességet (és így a hozamot) egyre nagyobb mértékben megnöveljük, egyre kisebb méretű termelőcső beépítése lenne szükséges, ami viszont különösen a kis átmérőjű termelőcsövek esetén drasztikus mértékű áramlási veszteség növekedést eredményezne. A cél mindenképpen az, hogy meg kell keresni azt az optimális termelőcső átmérőt, amely a termelés során még hatékonyan kiemeli a folyadékot a kútból, azonban nem eredményez irreálisan magas nyomásveszteséget a kúttalpon, hiszen az a beáramlást is csökkentené. Mint azt a korábbi fejezetben említettem a kisebb átmérőjű termelőcsővel számított kritikus termelési hozam vizsgálata nem elégséges annak megállapítására, hogy a termelőcső a kútban működni fog-e. Szükséges vizsgálni azt, hogy a kisebb átmérőjű termelőcsővel számított VLP görbe vajon milyen kapcsolatban van a beáramlási görbével. A 12. ábrán szeretném bemutatni – szintén a Kút-1 adatait felhasználva – hogy a termelőcső átmérőjének csökkentése hogyan befolyásolja a termelőcső jelleggörbe alakulását.

Kút-1 kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazásának hatása


139,0 137,0 135,0 133,0 131,0 129,0 20 000

30 000


70 000

80 000

12. ábra A termelőcső jelleggörbének a változása a termelőcső átmérőjével 29


A 12. ábrán ábrázolt görbéket megfigyelve azt tapasztalhatjuk, hogy a termelőcső átmérőjének csökkentése a jelleggörbék minimumpontjának eltolódását eredményezi. Ez annak köszönhető, hogy a kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazása nagyobb sebességű áramlással jár a termelőcsőben, ami pedig megnövekedett áramlási veszteségeket eredményez. A zöld görbe jelöli az eredeti 3,5 inch átmérőre érvényes, míg a piros jelöli a 2,875 inch átmérőjű teremlőcsre érvényes VLP görbét. A diagram adataiból látható, hogy vizsgált termelési és beáramlási adatok mellett a kisebb átmérőjű termelőcső stabil munkapontja balra tolódott el, azaz kisebb hozamnál metszi a beáramlási görbét. Ez nem azt jelenti, hogy a kút kevesebb gázt fog termelni, mint eredetileg, hiszen amint azt a korábbiakban kiszámítottam a kritikus sebesség a kisebb cső alkalmazása esetén a termelt hozam értéke felett van, vagyis a gáz sebessége képes kiáramoltatni a folyadékot, ami kisebb kúttalp nyomást eredményez és valószínűleg nagyobb beáramlást. Mint azt már többször említettem a modellezés alapján semmiképpen nem következtethetünk arra, hogy ha a kisebb átmérőjű termelőcsövet beépítjük a kútba, akkor az a vizsgálatnak megfelelően fogja termelni a diagramon tetszőlegesen leolvasott hozamot. A módszer mégis hasznos lehet, hiszen legalább képet kapunk a termelőcső görbe jellegének a változásáról, azaz megfigyelhetjük, hogy a kisebb átmérő alkalmazása milyen módon változtatja meg a működési paramétereket. Ezért hasznos a beáramlási görbére illeszteni a termelőcső jelleggörbét és vizsgálni a két függvény kapcsolatát. 3.3.4. Rendszer analízis szimulációs szoftver segítségével Az

előző

alfejezetben

bemutattam,

hogy

a termelőcsőben áramló

fluidum

nyomásveszteségeinek meghatározásának segítségével fel tudjuk rajzolni az adott termelőcsőre érvényes termelőcső jelleggörbét a hozam és a kúttalp nyomás függvényében. A nyomás gradiens kiszámítása az általános Bernoulli egyenlet felírásával és annak megoldásával vált lehetségessé. Azonban fontos megjegyezni, hogy ez csak közelítő eredményt szolgáltat, az ipari gyakorlatban sokkal elterjedtebb a különféle szerzők által alkotott többfázisú áramlásra érvényes empirikus korrelációk alkalmazása. A számítás jóval bonyolultabb az előzőekben ismertetett eljárásnál, ezért számítógépes szimulációs szoftver segítségével lehet könnyen meghatározni a nyomásveszteségeket, illetve a beáramlási görbét [3]. Az ipari gyakorlatban rendkívül elterjedt a PETEX cég ProsperTM nevezetű programjának az alkalmazása, ezért szintén a választott gázkút adatait felhasználva

30


szeretném bemutatni a program segítségével a termelőcső jelleggörbe és a beáramlási görbe adatainak ismeretében a program által kalkulált üzempontot, amely – mint azt a korábbiakban kifejtettem – kijelöli a termelő kút számára a stabil működést. A módszer hasonló lesz, mint amit az előző szakaszban részleteztem. Először a múltban (2002.07.) kivitelezett kútvizsgálati eredmények alapján felrajzolom a beáramlási görbét, majd a termelési adatok alapján a termelőcső jelleggörbét. A két függvény illesztése után, a metszéspontok vizsgálatával igazolni kell a modell helyességét. Ezután a kútvizsgálati mérés során kapott hatványkitevős egyenlet, valamint a jelenre érvényes (2012.04.) gázjellemzők segítségével meg kell állapítani a jelenben használható beáramlási görbét és arra szükséges illeszteni a termelőcső jelleggörbét. Ez után vizsgálható, hogy a kút melyik üzemponton termel, következtethetünk-e a folyadék felhalmozódás megjelenésére, illetve érdemes összevetni a kapott eredményeket, a korábban számítottakkal. 3. táblázat A Kút-1 múltbeli működésének hozam-nyomás pontjai Gáz

VLP

IPR

hozam

nyomás

nyomás

[em /nap]

[bar]

[bar]

0,68

161,89

157,47

36,34

129,07

153,57

72,01

127,64

149,41

107,68

127,6

145,08

143,34

128,1

140,58

179

128,93

135,89

214,67

129,98

131,01

250,34

131,22

125,92

286

132,61

120,6

321,67

134,14

115,02

357,34

135,8

109,13

393

137,6

102,9

428,67

139,5

96,25

464,33

141,54

89,09

500

143,97

81,3

535,66

146,6

72,67

571,33

149,4

62,87

607

152,36

51,23

642,66

155,49

36,09

678,33

158,77

3,66

3

31


A fenti táblázatban összegeztem a program által számított összetartozó hozam-nyomás pontpárokat, amelyek a beáramlás és a termelőcső görbe kitüntetett pontjait jelölik. A program meghatározta az stabil munkapontot, ami az IPR és a VLP görbe magas hozamhoz tartozó metszéspontja. Ezt a pontot jelölte a program a megoldási pontnak. Érdemes ezt összevetni azokkal a mért adatokkal, amelyek segítségével a fenti két görbe meghatározásra került. Ezt az összevetést az 4. táblázatban teszem meg. 4. táblázat A múltbeli stabil üzempontok összehasonlítása Bernoulli számítás

Gray korreláció

Mért adatok


210

220,48

201,8

Kondenz. hozam [m3/nap]

-

24,6

22,5

Víz hozam [m3/nap]

1,64

1,7

1,6

Áramlási kúttalpny. [bar]

138,7

130,18

138,53

A modell elfogadható közelítéssel számította az stabil üzempontot, ugyanis a mért adatokkal összevetve látható, hogy a kútvizsgálat elvégzésének idején a kút a stabil munkaponton működött. Ezért ismételten szükséges az előre jelzett és jelen időpontra érvényes beáramlási görbe és termelőcső görbe ábrázolás, annak érdekében, hogy képet kapjunk a kút jelenlegi működéséről. Qg=50 700; Ql=83,2; Qkondenz=300 m3/nap

D1

D0

13. ábra A jelenlegi és a kisebb átmérőjű termelőcső jelleggörbe ábrázolása 32


A 7. ábrán látható a jelen időpontra (2012.04) érvényes beáramlási és termelőcső jelleggörbe kapcsolata. A D0 jelölésű görbe az eredetileg beépített 3,5 inch átmérőjű termelőcsővel számított jelleggörbét mutatja, míg a D1 jelölésű a kisebb átmérőjű 2,875 inch termelőcsővel számított görbét. A 7. ábra segítségével képet kaphatunk a kút működéséről és a termelési hozam összevetésével következtetéseket vonhatunk le arról, hogy a folyadék felhalmozódás megkezdődött-e a kúttalpon. Az 5. táblázatban szeretném összegezni a program által számított eredményeket az stabil üzempontra, mind az eredeti, mind a csökkentett átmérőjű termelőcső esetében. 5. táblázat A jelen időponthoz tartozó stabil munkapontok összehasonlítása Gray korreláció

Bernoulli számítás

Termelőcső átmérő

Termelőcső átmérő

3,5 inch

2,875 inch

3,5 inch

2,875 inch


65,72

40,288

78

52

Kondenz. hozam [m3/nap]

2,5

1,5

-

-

Víz hozam [m3/nap]

107,8

66,1

127,25

84,83

Áramlási kúttalpny. [bar]

128,63

131,78

129,41

131,87

Célunk elsősorban azt volt, hogy a program segítségével meghatározzuk a múlt egy időpontjában érvényes IPR és VLP görbét, ezek és a termelési adatok alapján igazoljuk a korrelációs modell helyességét. Ezek után ezzel a modellel fel kellett rajzolni a jelen időpontjára érvényes termelőcső jelleggörbét. A jelen időpontra érvényes beáramlási görbe és a már említett termelőcső jelleggörbe segítségével láthatóvá vált az optimális termelési üzempontot, illetve a kisebb átmérőjű termelőcső áramlástani hatása. A fejezet elején az általános Bernoulli - egyenlet segítségével határoztam meg a nyomás gradienst. Az adatokat összevetve a program által számolt Gray korrelációs modellel egyértelműen láthatóvá váltak a különbségek. A szimulációs szoftver mindenképpen pontosabb eredményt szolgáltatott, hiszen az sokkal több szempontot figyelembe vesz, többek között kalkulál a víz és a gazolin harmatponti görbéjével és számol a különböző áramlási tartományokkal is. 33


3.3.5. Coiled Tubing alkalmazásának lehetősége A coiled tubing (tekercselt cső) egy nagyfrekvenciás indukciós hegesztéssel gyártott cső. Alkalmazása speciális esetekben indokolt, ha például a gáztermelő kút nagy vízhányaddal termel, és alacsony gázhozamot produkál. Ugyanakkor a végleges hagyományos termelőcső beépítése előtt is szokták alkalmazni, ideiglenes megoldásként például próbatermeltetése végzése során. A legalapvetőbb különbség a hagyományos termelőcső és a kötegelt termelőcső között, hogy az utóbbi flexibilis, hajlékony cső és nem több darabból épül fel. Általában vékony falvastagságú csövek, ennek ellenére kifejezetten nagy szilárdságúak. [7] Egészen széles átmérő tartományban választhatunk ¾ inch-től egészen 3½ inch-ig. A szilárdsága 60 ezer és 100 ezer psi között mozog. Tervezése során figyelembe kell venni a beépítés és a kútban termeltetés hatására fellépő különféle igénybevételeket. Rendkívül gazdaságos alkalmazási lehetőségnek mutatkozhat, ha az eredetileg beépített termelőcső kiépítése helyett egy kisebb átmérőjű kötegelt, flexibilis termelőcső beültetése. Ez azért előnyös, mert a megoldás egyszerűbb és könnyebben kivitelezhető, azon kívül a kisebb átmérő csupán úgyis csak egy átmeneti megoldást jelenthet, a későbbiekben mindenképpen szükséges lesz egy még kisebb átmérőjű cső beépítése egészen addig, amíg az áramlástanilag rendkívül kedvezőtlen paramétereket nem eredményezne. Ezután már csak a talpi folyadék eltávolítása tudja orvosolni a problémát.

3.4. Kútfej nyomás csökkentése kompresszor alkalmazásával Ebben a fejezetben és a későbbiekben is a folyadék felhalmozódás megakadályozásának olyan módszereiről írok, amelyek úgy növelik meg az áramlási sebességet, hogy közben nem növelik meg a kúttalp nyomást és ez által nem csökkenti a beáramlási hozamot. A kompresszorozás a termelőcső nyomásának csökkentésére szolgál, ami így megnöveli a gáznak a sebességét,

amellyel hozamnövekedést

érhetünk el.

A kompresszor

alkalmazásának során a következő megfontolásokat szükséges szem előtt tartanunk: [2] -

Vajon a kútfej nyomás kompresszorral való csökkentése egyúttal képes lesz

a hozamot is gazdaságosan növelni és biztosítja-e a hosszú távú hatékony termelést? -

A beáramlási görbét megvizsgálva azt vehetjük észre, hogy a görbe a 0

nyomású ponthoz tartozó beáramláshoz rendkívül meredeken közelít. Ha ebben a tartományban üzemelt a kút eredetileg is, akkor csökkentve az áramlási kúttalp 34


nyomást – a kompresszor közvetett segítségével - az a termelési hozam csupán enyhe növekedését fogja eredményezni. Ebben a régióban el kell kerülni a kompresszorozást. -

Egy nagyobb vagy több kisebb folyóvezeték hozzáépítése a kútfejhez

jelentősen csökkenti a kútfej nyomást és így nincs szükség kompresszorozásra. -

Egy kompresszor kiszolgálhat egyszerre több kutat is vagy akár egy egész

mezőt is, amennyiben a szükséges teljesítmény előállítható. -

A kompresszort úgy kell megválasztani, hogy működése során gazdaságos

legyen, azaz a működési üzemparaméterei maximálisan kielégítsék a műszaki és gazdaságossági és műszaki követelményeket. Különböző kompresszor típusok terjedtek el az ipari alkalmazásban melyeknek különféle előnyei vannak, mindegyiknek más és más. [1] 6. táblázat Az egyes kompresszor típusok jellemzői Forgódugattyús:

-

alacsony üzemeltetési költség

-

léghűtéses

-

majdnem 2.0 kompresszió arány

-

komolyabb üzemzavar nélkül képes elviselni

akár

kisebb

folydék

szállítóképesség,

közel

beáramlást is -

nagy

50-12 ezer/CFM 14. ábra Forgódugattyús kompresszor

-

intercooler alkalmazása szükséges

-

nem túl magas üzemeltetési költség

-

folyadék injektálású

-

majdnem 4.0 kompresszió arány

-

magas szállítóképesség

-

folyadékhűtéses

-

elviseli a folyadék beáramlást

Forrás: http://nuclearpowertraining.tpub.com

Folyadékgyűrűs:

15. ábra Folyadékgyűrűs kompresszor Forrás: http://www.dwirajaya.co.id

35


Csavarkompresszor:

-

magas üzemeltetési költség

-

folyadék injektálású

-

közel 6.0 kompresszió arány

-

közepes szállítóképesség

-

olajhűtéses

-

magas kompresszió arány akár egy fokozattal is

16. ábra Csavarkompresszor Forrás: http://oee.nrcan.gc.ca

Alternáló dugattyús:

-

magas üzemeltetési költség

-

folyadék vagy léghűtéses

-

közel 4.0 kompresszió arány

-

alacsony szállítóképesség

-

nagyon

érzékeny

a

folyadék

beáramlására a hengertérbe -

a szelepek pontos zárása nagyban befolyásolj a kompressziót

17. ábra Alternáló kompresszor Forrás: http://www.fscc-online.com

A 18. ábrán ábrázoltam a kompresszor által csökkentett kútfej nyomás hatását a termelőcső jelleggörbékre. Az ábrázolásban a Kút-1 adatait használtam fel, a beépített termelőcső 3,5 inch átmérőjű. Látható, hogy a kútfej nyomás csökkenés a jelleggörbék és a minimumpontok eltolódását és a kúttalp nyomás csökkenését eredményezik. A termelő kút aktuális adatai alapján a kútfej nyomás 80 bar. Ehhez a nyomáshoz tartozó termelőcső jelleggörbét jelöli a zöld görbe. A kútfej nyomást néhány bar értékkel csökkentettem, azaz a lila a 77 bar, míg a piros 75 bar értéknek megfelelő termelőcső jelleggörbéket mutatják. Meglátásaim szerint érdemes megfontolni a kompresszor alkalmazásának lehetőségét, különösen akkor, ha több, egymáshoz közel álló termelő kút kútfej nyomását szeretnénk csökkenteni. Rendkívül nagy előnye a kompresszor alkalmazásának, hogy a kútfej nyomás változása nem befolyásolja a szeparátor nyomását, mert a kompresszor nyomó oldali nyomása mindenképpen elő tudja állítani azt a szükséges nyomást, ami ahhoz kell, hogy a termelvény a szeparátorba eljusson. 36


Kút-1 kompresszorozás hatása a termelőcső jellegörbére 150,0


145,0 140,0 135,0 130,0 125,0 120,0 0

50 000

100 000 150 000 Termelési hozam [m3/nap]

200 000

18. ábra A termelőcső jelleggörbének a változása a kútfej nyomás csökkentésével

3.5. A talpi folyadék eltávolításának lehetőségei. A fent említett lehetőségek csupán korlátozott eszközök a probléma megoldására, hiszen a termelőcső átmérőjének csökkentése – a megnövekedett nyomásveszteségek következtében – nem történhet egy bizonyos átmérőnél kisebb alkalmazásával. A problémát tehát ilyen módon nem lehet teljes mértékben orvosolni, csupán a termelt gáz mennyiségét ideiglenesen megnövelni. [2] Éppen ezért a későbbiekben mindenképpen szükséges a talpon felgyülemlett folyadék valamilyen segéd energiával történő eltávolítása. Az olaj termelése során alkalmazott technológiák

úgymint

segédgázzal termeltetés,

himbás

mélyszivattyú

beépítése,

felületaktív vagy habosító anyagok bejuttatása a kútáramba – bizonyos szempontok figyelembe vétele mellett – a talpi folyadék eltávolítása során is működnek. Alkalmazásuknak a lehetősége mindenképpen gazdaságossági és megvalósíthatósági megfontolásokat igényel. 3.5.1. Segédgázzal termeltetés A segédgázzal termeltetés gyakran alkalmazott módszer olajkutak esetében, amikor a termelvényt segédgáz injektálásával termeljük a kútból. A technológia lehetővé teszi más 37


folyadékok termelését is, így a kúttalpon felgyülemlő rétegvíz eltávolítására is alkalmas. A termelőcső alján beépített segédgáz szelepen keresztül áramló gáz a termelőcsőbe bejutva és a folyadékkal keveredve lehetővé teszi a folyadéknak a kútfej felé áramlását. A segédgéz injektálásával ugyanis lecsökken a keveréknek a sűrűsége és ez által a keverék már kisebb nyomáskülönbség hatására is a kútfej felé áramlik, anélkül, hogy a folyadék visszahatna a kúttalpra. A segédgázzal termeltetés előnye, hogy nincs szükség külső energiaforrásra (pl. elektromos áram) a működtetéséhez. [2] A termeltetés történhet időszakosan is, azaz a szelep beállításaitól és típusától függően csak akkor nyit ki, ha a folyadékoszlop súlyának megfelelő nyomás meghaladja a segéd gázszelep nyitónyomásának értékét. Ekkor a szelep nyit, és egészen addig áramlik be a gáz a szelepen keresztül a termelőcsőbe, amíg a folyadékoszlop – pontosabban a folyadékoszlop és a gáz keveréke – ki nem áramlik a kútból és a segédgáz szelepre ható nyomás értéke lecsökken a segédgáz szelep zárási nyomásának értéke alá. Ekkor a gáz nem áramlik a szelepen keresztül a termelőcsőbe és a folyadék a kúttalpon ismételten elkezd felhalmozódni egészen addig, míg a folyadékoszlop súlya meg nem haladja a segédgáz szelep nyitó nyomásának értékét és a fent említett ciklus ismétlődik. Az előbbi jellemzés az időszakos segédgázzal termeltetés folyamatát mutatta be, ami kúttalpon felgyülemlő folyadékok eltávolításának esetében talán gyakoribb. Meglátásaim szerint a folyamatos segédgázzal termeltetés gazdaságtalan, hiszen a gázkút alján felgyülemlő folyadék nem értékes szénhidrogén vagyon, hanem a gázkút termelésével együtt járó probléma. Ennek ellenére a folyamatos gázinjekciót is használják azokban az esetekben azonban a gázinjekció hatása a térfogatáram megnövelése a termelőcsőben.[5] 3.5.2. Termeltetés búvárdugattyúval „A plunger-lift (búvárdugattyú) az időszakos segédgázas termeltetés sajátos fajtája. Jellegzetessége, hogy a termelési periódus alatt felemelkedő folyadékdugó és gázoszlop között egy, a gáz előresietést, illetve a folyadék visszacsorgást jelentősen csökkentő dugattyú (plunger) mozog. A ma használatos megoldások két csoportba sorolhatóak: a valódi és kombinált plunger - liftek csoportjába. A valódi plunger - lifteknél tömítő szerszámot nem alkalmaznak. A folyadékkal együtt a kútba áramló saját gáz nyomásenergiája hasznosítható. A plunger - lifttel ezért néha segédgáz nélkül is termelnek olyan kutak, amelyek folyamatosan felszállva termelni már

38


nem tudnak. A csőközben lévő gáz nyomása a kúttalpra hat, ezért kis termelési talpnyomások megvalósítására nem alkalmas. Búvárdugattyút alkalmaznak olyan gázkútban is, amelynek talpán a szokásos felszálló termelésnél a termelési talpnyomást növelő folyadék ülepedik ki. A ciklusszabályozó nélküli vagy azzal ellátott búvárdugattyú a felgyűlt folyadékot folyamatosan eltávolítja, a kút talpnyomása tehát kicsi marad. Egyes esetekben a gázt a csőközön át, a folyadékot plunger-lifttel a termelőcsövön keresztül termelik.” [17]

19. ábra A búvár dugattyús berendezés működése Forrás: James F. Lea: Solving Gas-Well Liquid-Loading Problems

A ciklusszabályozó nélkül vezérelt plunger lift működését mutatja a fenti ábra. Normális üzemnél a segédgáz –ha szükséges - nyitott csapon át lép be a csőközbe. A dugattyú zárt szeleppel az alsó lökhárítón helyezkedik el és felette a termelőcsőben rövid folyadékoszlop van. Ha a csőközben fokozatosan növekvő nyomású gáznak a dugattyú keresztmetszetre ható nyomóereje nagyobb, mint a dugattyú s a felette lévő folyadék – és gázoszlop súlya, akkor a dugattyú felemelkedik. A folyadék a termelőcsőnek a kútfejen belüli perforációin át nyitott csapon keresztül a folyóvezetékbe áramlik. A legfeljebb a felső lökhárítóig emelkedő dugattyú alatt a nyomás csökken, alatta a szelep nyit és a dugattyú lesüllyed az alsó lökhárítónak ütközve. A dugattyú újra emelkedésre kész helyzetbe került. [17] A plunger liftnek ez a megoldása kis hozamoknál nem működik gazdaságosan, ugyanis a dugattyú a leérkezése után azonnal emelkedni kezd. Ezért kis hozamoknál ciklusszabályozóval vezérelt plunger-liftet alkalmaznak. A ciklust szabályozhatja óramű is, illetve a felnövekedett béléscső nyomás is. 39


3.5.3. Rudazatos mélyszivattyú alkalmazása Az olaj termelésénél alkalmazott rudazatos mélyszivattyúzás a felhalmozódott talpi folyadék eltávolításának is hasznos és az iparban gyakran alkalmazott módszere. Ez különösen akkor igaz, ha a termelő kút nem rendelkezik megfelelően magas gáz – folyadék aránnyal, azaz a kútfej nyomás alacsony és a talpon rendkívül sok a felgyülemlett folyadék mennyisége és a kút már nem is termel, vagy csak csekély mennyiségű gázt termel. [2] Ennél a módszernél a telepítési és a működési költségek is igen magasak. Ez azzal magyarázható, hogy a rudazatos mélyszivattyút hajtó háromfázisú motor villamos áramot igényel, amelynek a létesítése igen komplikált és költséges lehet. A mélyszivattyú és a mélyszivattyú rudazat beépítés, működtetése és karbantartása is mind-mind komoly költségeket emészt fel. Ez nyílván annak köszönhető, hogy a szivattyú nem megfelelő működése esetén rendkívül rossz hatásfokkal működik. A szivattyú helyes működését a mélységi dinamométeres vizsgálatokkal szokták ellenőrizni. Így meghatározható a simarúd lökethossz - simarúd elmozdulás függvény, amelynek diagramjából következtethetünk a dugattyú

adott

szögelforduláshoz

tartozó

mozgására,

azaz

a

dugattyú

helyes

működésére.[4] Fontos megjegyezni, hogy egy alapvetően gázt termelő kút esetében a rudazatos mélyszivattyú telepítésének ebben az esetben a célja az elsődleges gáztermeléssel együtt járó talpi folyadék eltávolítása. Azaz a szivattyú alkalmazása nem közvetlenül az értékes szénhidrogén vagyon kitermelése érdekében történik, hanem a gáztermeléssel együtt járó probléma

megszüntetése

érdekében,

azaz

mindenképpen

megfontolt

és

alapos

gazdaságossági szempontokat kell szem előtt tartani azonkívül fokozattan kell ügyelni arra, hogy a szivattyú gázt szállítani nem képes. 3.5.3.1. Rudazatos mélyszivattyú méretezése a talpi folyadék eltávolításához A talpi folyadék eltávolítására szolgáló rudazatos mélyszivattyú kiválasztásával és beépítésével megoldást találhatunk a felgyülemlett folyadék eltávolítására. A Kút-1 adatait felhasználva mutatom be a tervezés lépéseit. A konkrét számításokat a formai követelmények miatt a mellékletben teszem közzé. A Kút-1 rendelkezésemre álló termelési múltja alapján olyan termelési időpontot választottam (az elmúlt 6 hónapot szemlélve), amikor a kút a legnagyobb víztermelést produkálta Eszerint Ql=83,6 m3/nap (522,05 bpd) vizet termelt. Feladat, egy olyan szivattyú kiválasztása és méretezése, amely képes az ilyen mértékű folyadék szállítására a kúttalpról. A termelőcső hossza 1826 m, átmérője 3,5 inch. 40


A méretezés során a következő eredmények adódtak: Alkalmazott rudazat: API 86

D anyagfokozatú

Szilárdsága:140000 psi

Szabványos anyagminőséget a [4] szakirodalom 2.6 táblázatából választottam Dugattyú átmérő: dp=1,75 inch=0,0254 m Szabványos dugattyú ármérőt a [16] API kiadvány 4.1 táblázatából választottam Simarúd lökethossz: S=121 inch=3 m A simarúd lökethossz értékét a megható berendezés adatai alapján választottam. [13] Szivattyú löketszám: N=15 1/min Szerviztényező: SF=0,9 Szerviztényezőt a [4] szakirodalom 2.9 táblázatából választottam Az egyes rudazat szakaszok hossza:

L1=2769 ft=844 m L2=1733 ft=528,2 m L3=1535 ft=467,87 m

A West módszeren alapuló iterációs méretezési folyamat végeredményeként adódott. Dugattyú lökethossz: Sp=97,632 inch=2,48 m (a termelőcső nincs lehorgonyozva) =

∙

−

= 97,632

ℎ

Szivattyú szállítóképessége: PD=522,948 bpd=83,142 m3/nap = 0,1166 ∙

∙

∙

= 522,948 [

]

Maximális simarúd terhelés: PPRL=26090 lbs=118,34 kN =

+

= 2,609 ∙ 10 [

∙

]

Minimális simarúd terhelés: MPRL=3746 lbs=17 kN =

−

= 3,746 ∙ 10 [

∙

]

Simarúd teljesítmény: PRHP=42,322 HP=31,56 kW = 2,53 ∙ 10

∙

∙

∙

∙

∙

= 42,322 [

]

Forgóellensúly hatás: CBE=15330 lbs=69,5 kN = 1,06 ∙

+ 0,5 ∙

= 1,533 ∙ 10 [

]

Maximális közlőmű nyomaték: PT=698200 in lbs=78,886 kNm =

2∙ ∙

∙

2

∙

∙ 1+

∙

− 0,3 ∙

10

= 6,982 ∙ 10 [

]

41


A számított adatok alapján a Jintaigroup cég által gyártott 912D-305-168 szivattyút választom, melynek a típusszáma alapján a maximálisan megengedhető közlőmű nyomatéka 912000 in lbs=103,042 kNm, a simarúd terhelése 30500 lbs=138,35 kN és a simarúd lökethossza 168 inch=4,27 m. Igyekeztem olyan felszíni meghajtó berendezést választani, amely a későbbi esetleges növekvő talpi folyadék beáramlás szivattyúzására is alkalmas, azaz megfelelően túl van méretezve ahhoz, hogy a szivattyú hosszútávon is használható legyen és ezt a szempontot a méretezés során is figyelembe vettem.

20. ábra A választott 912D-305-168 típusú berendezés Forrás: http://jintaigroup.en.alibaba.com/

3.5.4. Felületaktív anyagok alkalmazása A felületaktív anyagok alkalmazása azért előnyös, mert a gáz – víz – felületaktív anyag keverék habot képez a vízzel és ennek köszönhetően a folyadék könnyebben kiszállítható a termelőcsövön keresztül. Azonban fontos megjegyezni, hogy az eljárás rendkívül gazdaságtalan akkor, ha nagy mennyiségű felületaktív anyag használata szükséges. [2] A habosító anyag lecsökkenti a keveréknek a sűrűségét az által, hogy megnöveli a gáz buborékoknak a felületét. Ez így kisebb folyadék – gáz siklási veszteséget eredményez, így a gáz könnyebben tud a felszín felé áramlani a nyomáskülönbség segítségével. Fontos meghatározni egy teszt segítségével a habosító anyagnak a mennyiségét. Ez egy berendezés segítségével történik. Kútfolyadékot helyezünk el egy csőben, amelyhez megfelelő mennyiségű felületaktív anyagot adagolunk. Ezen a csövön keresztül egy meghatározott térfogatáramú gázt áramoltatunk át, majd a az így kapott habosított folyadék szállítóképességét méri az idő függvényében. Ez a teszt könnyű és olcsón kivitelezhető. Lehetővé teszi a habképződési folyamat megfigyelését és a folyamat modellezését mielőtt azt a mezőbeni alkalmazás során ténylegesen is felhasználják.

42


Összefoglalás Diplomamunkám fő célkitűzése a vizes gázkutak termeltetésének kérdéskörén belül megoldásokat találni a talpi folyadék felhalmozódás eltávolításának lehetőségeire. Ebben az összegzésben szeretném összefoglalni a kapott eredményeket, megoldási javaslatokat. A szakirodalom kutatás keretében feltártam a témával kapcsolatos alapvető, elméleti megfontolásokat és röviden vázoltam az újabb kutatási eredmények következtében a különféle szerzők által javasolt elméleti módosításokat. A következő fejezetben az volt a célom, hogy igazoljam a kisebb átmérőjű termelőcső működését a kútban. Bemutattam, hogy a kisebb átmérőjű termelőcső alkalmazása ugyan megnövekedett áramlási kúttalp nyomást eredményez, viszont a Turner kritérium teljesülése esetén a kisebb termelőcsőben áramló gáz sebessége hatékonyan kiemeli a folyadékot a kútból. Említettem, hogy a kúttalp nyomás és az áramlási veszteségek növekedése miatt a termelőcső átmérő csökkentés csak rövid távú megoldás lehet. A termelőcső kisebb átmérőjének áramlástani hatását a Bernoulli egyenleten alapuló, többfázisú áramlás számítására szolgáló összefüggés segítségével elemeztem. Azonban ahhoz, hogy pontosabb eredményt kapjunk, szükséges a különféle szerzők által felírt többfázisú áramlásra érvényes korrelációkat alkalmazni a nyomás gradiens meghatározása során. Ehhez számítógépes szimulációs szoftver használtam segítségül. A beáramlási adatok és a termelőcső jelleggörbe ismeretében a rendszer analízis módszerével a program meghatározza a két görbe metszéspontjait és a nagy hozamhoz tartozó pontot adja megoldási eredményül, ami a stabil működési tartományhoz tartozó termelési hozamot jelöli. A két módszer által kapott eredményeket táblázatban összegeztem. A következő fejezetben említést tettem, olyan módszerek alkalmazásának a lehetőségéről, amelyek a talpi folyadék eltávolítása érdekében nem járnak növekvő áramlási kúttalp nyomással. Az egyik ilyen lehetőség a kompresszor alkalmazása, amely lecsökkenti a kútfej nyomás értékét, anélkül, hogy ez hatással lenne a szeparátor nyomásának változására. Ezután röviden vázoltam az ipari gyakorlatban alkalmazott további módszereket a talpi folyadék eltávolítására. Röviden jellemeztem a segédgázas termeltetést, a búvárdugattyú, illetve a felületaktív anyagok alkalmazását, majd egy rudazatos mélyszivattyú méretezésével és megható berendezés kiválasztásával javaslatot tettem a talpon felgyülemlő folyadék hatékony eltávolítására és így optimális üzemeltetés megvalósítására.

43


Irodalomjegyzék [1] James Lea: Gas Well Deliquification, Gulf Professional Publishing is an imprint of Elsevier, USA, 2003 [2] James Lea: Solving Gas-Well Liquid Loading Problems, Society of Petroleum Engineers, 2004 [3] Gábor Takács PhD: Production Engineering Fundamentals, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, USA [4] Gábor Takács PhD: Sucker Rod Pumping Design and Optimisation, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2002 [5] Gábor Takács PhD: Continous Flow Gas Lifting, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, USA, 2005 [6] Illés Tibor: Szegedi Gyárak: Az algyői fekete arany, www.szeged.ma, 2011 [7] Larry W. Lake, Joe Dunn Clegg: Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum Engineers, USA, 2007 [8] http://hu.wikipedia.org/wiki/Paraffin [9] http://nuclearpowertraining.tpub.com [10] http://www.dwirajaya.co.id [11] http://oee.nrcan.gc.ca [12] http://www.fscc-online.com [13] http://jintaigroup.en.alibaba.com/ [14] N.Kumar, Murphy Oil Corp.: Improvements for Flow Correlations, SPE 92049 [15] C.A.M. Veeken, S.P.C. Belfroid: New Perspective on Gas-Well Liquid Loading [16] Recommended Practice for Design Calculations for SRP(RP11l), 4th edition, 1988, American Petroleum Institute, 1220 L Street, Northwest Washigton, DC 20005 [17] Szilas A. Pál: Kőolaj és földgáz termelése és szállítása I. Termelés kutakból, Akadémiai Kiadó, Budapest, 1985 [18] H. Dale Beggs: Production Optimization, OGCI Publications

44


Summary In my thesis I was trying to deal with the liquid loading problems. This is one of the most cardinal problem of a gas well during its life. The early period of a gas well’s life it products natural gas the most and no water inflow occurs toward to the bottom of the well. After a period of time the reservoir pressure decreases so the inflow also decreases. Unfortunately an other problem appears, because the water inflow becomes more dominant and it contributes the pressure depletion of the well. It causes decreasing velocitiy of the well stream and an increasing production of the water. After a while the problem becomes threatening and we should design methods in order to avoid the shut down of the well. The first section of my thesis I was studying some authors’ book dealing with the solutions of the gas well liquid loading problems and I made a short review of the research trying to emphasize the most significant methods of the deliquification technics. The next section I suggested methods to solve these problems. I proved that decreasing the diameter of the tubing greatly affects to the production, because it increases the velocitiy of the wellstream and also increases the production of the natural gas. However we should take into account the fact that using a smaller tubing diameter results an increment of the pressure drop during the well stream flows in the tubing. Several authors use empirical correlations to determine the pressure gradient of the tubing. The correlations are very useful and exact, because they calculate the phenomena of the slip which is caused by the velocitiy difference between the gas and water that can not be neglected. The other advantage of the correlations is that uses the flowing patterns to differ the flow in the tubing. So this section I used a computer simulator programme to calculate the pressure gradient and to draw the inflow performance curve using datas gathered from the well test. It helps us to observe the effect of installing a smaller tubing diameter into the well, but we can not predict the future production of the gas well without reservoir future modelling. The last part of the thesis I was dealing with the design of a sucker-rod pump using to remove the accumulated water on the bottom of the well. It is obvious that the sucker-rod pump is basically used for oil production, but it can be easly applied for transporting any kind of fluid even the accumulated water on the well bottom assuming that no gas flows towards to the pump. I clearly believe that the proper design of the deliquification technics can greatly extend the life of a gas well, meanwhile we should take into account economically considerations. 45


Mellékletek


1.

számú melléklet

Rudazatos mélyszivattyú méretezésének lépései


Rudazatos mélyszivattyú méretezésének lépései Bemenő adatok: Termelőcső hossza: LT=1826 m=5990 ft Termelt folyadék: Ql=83,6 m3/nap=522,05 bpd Termelőcső átmérő: dt=2,992 inch

OD=3,5 inch

Alkalmazott rudazat: API 86 Folyóláb súly: wr1=1,63 lb/ft wr2=2,22 lb/ft wr3=2,9 lb/ft Fémes keresztmetszet: A1=0,442 inch2 A2=0,601 inch2 A3=0,785 inch2 Dugattyú átmérő: dp=1,75 inch Folyadék relatív sűrűsége: SpGr=1.1 Dinamikus nívó: H=LT Simarúd lökethossz: S=121 inch Szivattyú löketszám: N=15 1/min

Méretezés West módszerével: A méretezést a MathCad program segítségével végeztem el. A rudazatszakaszok hosszainak meghatározása: Folyadékterhelés számítása: = 0,34 ∙

∙

= 6,914 ∙ 10 [

∙

]

Átlagos folyóláb súly számítása: +

=

+ 3

= 2,25

Gyorsulási tényező számítása: =1+ Választott rúdanyag: API D fokozatú

∙ = 1,386 70500 Szilárdsága: 140000 psi

Szerviztényező a folyadék korrozív tulajdonsága miatt: SF=0,9 Az R tényező számítása, vagyis a maximális és a megengedhető feszültség aránya:


+

=

∙

∙

∙ 4 + 0,5625 ∙

= 0,8 ∙ (2 − )

∙

Mivel R<SF, ezért megfelel szilárdságilag. Az 1-es rudazatszakasz hossza a következőképpen adódik: =0 = =

−

∙

∙ 4 + 0,5625 ∙ ∙ (0,5625 ∙ ∙ (2 − ) − )

= 3,022 ∙ 10 [ ]

A 2-es rudazatszakasz hossz: = = =

−

∙

∙ (2 − )

+

∙

∙

∙

∙ 4 + 0,5625 ∙ ∙ (0,5625 ∙ ∙ (2 − ) − )

= 1,808 ∙ 10 [ ]

A 3-as rudazatszakasz hossz: =( = =

−

∙

+

+(

∙

∙

) ∙ (2 − ) +

∙

∙

∙ 4 + 0,5625 ∙ ∙ (0,5625 ∙ ∙ (2 − ) − )

)∙ = 1,601 ∙ 10 [ ]

A rudazatszakaszok hosszainak az összege: =

+

= 6,431 ∙ 10 [ ]

+

A termelőcső hossz és a számított rudazat hossza közti különbség: Δ =

= −394,174 [ ]

−

Mivel a különbség túl nagy ezért a számítást a következő iterációs lépcsővel tovább kell folytatni, a súlyozott folyóláb súly átlagának figyelembe vételével: A 2. iterációs lépcső: A súlyozott folyóláb súly: =

∙

+

∙

+

∙

= 2,112

= 0,771 = 2,749 ∙ 10 [ ] = 1,727 ∙ 10 [ ] = 1,53 ∙ 10 [ ] Δ =

−

= 31,314 [ ]


A 3. iterációs lépcső: A súlyozott folyóláb súly: =

∙

+

∙

+

∙

= 2,123

= 0,774 = 2,771 ∙ 10 [ ] = 1,773 ∙ 10 [ ] = 1,535 ∙ 10 [ ] Δ =

= −2,664 [ ]

−

A 4. iterációs lépcső: A súlyozott folyóláb súly: =

∙

+

∙

+

∙

= 2,122

= 0,773 = 2,769 ∙ 10 [ ] = 1,733 ∙ 10 [ ] = 1,535 ∙ 10 [ ] Δ =

= 0,225 [ ]

−

Mivel a kapott rudazat hossz megfelelően közel van a termelőcső beépítési mélységével, ezért az iterációs folyamat abba hagyható.

A berendezés üzemjellemzőinek számítása API RP11L módszer segítségével: A csillapítás nélküli önlengésszám meghatározása: =

245000

= 40,585 [

1

]

A frekvencia tényező a AP 86 rudazatkódhoz tartozó diagramból olvasható le: = 1,16 Ehhez az egyes rudazatszakaszok százalékos hossza: = = =

∙ 100 = 45,871 % ∙ 100 = 28,7 % ∙ 100 = 25,429 %

A csillapított önlengésszám meghatározása:


=

∙

= 47,078 [

1

]

Az egyes rudazat szakaszok rúgóállandói: = 0,883 ∙ 10

[

= 0,649 ∙ 10

[

= 0,497 ∙ 10

[

∙ ∙ ∙

] ] ]

A teljes rudazat rúgóállandója ennek megfelelően: =

∙

+

1 ∙

∙

+

∙

+

∙

+

∙

= 230,82 [

/ ]

A rudazat száraz súlya: =

= 1,281 ∙ 10 [

]

A rudazat nedves súlya: =

∙ (1 − 0,128 ∙

) = 1,101 ∙ 10 [

]

A dimenzió nélküli állandók meghatározása: = 0,37 = 0,319 = 0,248

∙

= 0,394

∙

Mivel a termelőcső nincs lehorgonyozva, ezért a hasznos lökethosszt csökkenteni kell. A termelőcső rúgóállandója: = 0,154 ∙ 10 1 ∙

=

[

∙

= 1,076 ∙ 10 [

] ]

= 0,86 Ezután a simarúd lökethossz ismeretében meg kell határozni a dugattyú lökethosszt: =

∙

−

= 97,632

ℎ

Majd a napi termelési kapacitás kiszámítása következik:


= 0,1166 ∙

∙

∙

= 522,948 [

]

A kapott eredmény után szükséges meghatározni a simarúd terhelést, valamint a közlőmű nyomatékot majd kiválasztani a megfelelő szivattyút: A maximális simarúd terhelés: = 0,54

∙ =

+

= 2,609 ∙ 10 [

∙

]

A minimális simarúd terhelés: = 0,26

∙ =

−

= 3,746 ∙ 10 [

∙

]

A simarúd teljesítmény: = 0,33

∙ = 2,53 ∙ 10

∙

∙

∙

∙

∙

= 42,322 [

]

A forgóellensúly hatás: = 1,06 ∙

+ 0,5 ∙

= 1,533 ∙ 10 [

]

Végül a közlőmű nyomaték kiszámítása szükséges: 2∙ ∙

= 0,41 = 0,825

=

2∙ ∙

∙

2

∙

∙ 1+

∙

− 0,3 ∙

10

= 6,982 ∙ 10 [

]


2. számú melléklet Kút-1 termelési múltja 2000-2012


3. számú melléklet Kút-1 kútszerkezeti rajz



Vizes gázkutak termeltetése

Recommend Documents