view in publisher's site

Casing Heading in Flowing Oil Wells

Summary. Casing heading, am unsteady flow in oil wells completed without packers, occurs when both gas and liquid superficial velocities are low. A hydrodynamic model is presented that simulates laboratory data for the cases considered. Results confirm that heading occurs for low superficial gas and liquid velocities and that choking re-establishes stability. IntroductionMany naturally flowing oil wells reach a stage in their productive lives when both gas and liquid superficial velocities are low. Such wells, if completed without a packer and if the flowing bottomhole pressure (BHP) is below the bubblepoint pressure, are candidates pressure (BHP) is below the bubblepoint pressure, are candidates for heading. A heading well is characterized by large pressure fluctuations at every point along the tubing string. It produces alternately large liquid slugs with a relatively small amount of gas and a small amount of liquid with a large amount of gas. This inefficient use of reservoir energy may lead to the death of the well during liquid slug production and to premature installation of expensive artificial-lift equipment. Although casing heading occurs primarily in flowing oil wells, it has been found in continuous-gas-lift installations. A common feature of these wells was that choke valves were used instead of standard gas-lift valves. To alleviate the pressure and flow-rate fluctuations, surface chokes were used. With proper choking, the casing heading was eliminated. Three types of heading are widely acknowledged: casing, formation, and tubing. Casing heading and formation heading are almost identical. Both exhibit large pressure and flow-rate fluctuations, and both require a large space where the formation gas can be accumulated. In casing heading, this space is provided by the annulus between the casing and the tubing, while large, cavernous formations serve this purpose in formation heading. Tubing heading, on the other hand, results from a slug-type flow pattern found in the tubing itself. Only tubing heading cam occur in wells fitted with a packer. This study, which examines only casing heading, uses "heading" for brevity when "casing heading" is intended. A quantitative model for simulating heading would enable production engineers to use available gas energy better by selecting production engineers to use available gas energy better by selecting the optimum tubing and choke. This could prolong the natural flow life of the well and temporarily forestall the installation of artificial- lift equipment. Such a model is presented here and its predictions are compared with measured values obtained from a laboratory-scale test facility. Numerous studies of heading have been reported since the pioneering work of Donohue. Notable among them is Gilbert's seminal work, which presents an excellent description and explanation of this unsteady flow. In addition, Gilbert outlined a detailed procedure for the use of intermitters to eliminate casing heading and to prolong the natural flowing life of an oil well. One of the authors of this study has followed his recommendations and was able to eliminate casing heading in numerous oil wells using intermitters. Ros observed heading for superficial liquid velocities below 3.0 ft/sec [0.1 m/s] and for superficial gas velocities below 0.3 to 0.1 ft/sec [0.1 to 0.03 m/s]. The subsequent work of Duns and Ros was unique among publications on pressure loss in multiphase, vertical flow in that it included nonsteady-state heading among its pressure-loss predictions. More recent work by Grupping et al. described a computer model for simulating heading in a continuous-flow gas-lift system and recommends stabilization procedures. procedures. The work reported here treats casing heading as a four-stage phenomenon. Each stage in the cycle is described with equations phenomenon. Each stage in the cycle is described with equations for mass and momentum conservation of each phase in each relevant control volume. Equations are simplified with appropriate approximations and integrated simultaneously by standard numerical techniques. The predictions are then compared with empirical results obtained from a laboratory-scale facility designed to simulate casing heading. Statement of Theory and Definitions There are always small fluctuations in BHP and in gas and liquid flow rates associated with the flow of reservoir fluids up the tubing string. If a significant increase in fluctuation amplitude appears, then severe flow instabilities could be imminent. To understand this better, one must realize that pressure drop in the tubing string as a function of gas flow rate has a minimum when the liquid flow rate is held constant because the total tubing-pressure drop is the sum of three terms: liquid head, which monotonically decreases with increasing gas flow rate, and frictional and acceleration head, which are monotonically increasing (Fig. 1). Fig. 2 displays the tubing-pressure drop over a range of superficial gas and liquid velocities. As Fig. 2 indicates, for a constant liquid flow rate. the tubing-pressure drop decreases to a minimum and then increases for increasing gas flow rates. The regions to the left and right of the minimum represent the unstable and stable flow regimes for the tubing, respectively. To see why low gas and liquid flow rates cause instability, we consider two cases. First, examine a stable well for which the gas flow is high enough to cause the total pressure loss vs. the superficial gas velocity to have a positive slope. The gas flow rate corresponding to stable flow is designated as in Fig. 1. It is clear that any temporary increase in the gas flow rate will only tend to increase the pressure drop through the tubing. This, in turn, will increase the backpressure on both the casing and formation, resulting in a decrease in the gas flow rate and therefore stabilizing the flow. Conversely, if the gas flow rate temporarily decreases, then the result smaller tubing-pressure drop will cause a corresponding increase in gas flow from both the casing and formation. Therefore, the region of the tubing-pressure-drop curve with a positive slope will result in stable flow. Next, consider an unstable well [designated in Fig. 1] where the tubing-pressure-loss curve has a negative slope. A momentary increase in the gas flow rate will cause the tubing-pressure loss to decrease, resulting in a lower BHP. This, in turn, will cause an increase in the gas flow rate from both the casing and formation. The increased flow causes further decreases in the tubing-pressure loss, causing a positive feedback. This process continues until the extra gas stored in the casing has been exhausted up the tubing. Remember that for a flowing well with flowing BHP less than the bubblepoint pressure, the liquid level in the tubing/casing annulus is at the tubing shoe; otherwise, the process cannot occur. SPEPE p. 297

سرهم‌بندی در چاه‌های نفت در حال نشت

خلاصه. چرخش، جریان ناپایدار در چاه‌های نفت کامل شده بدون پکر، زمانی رخ می‌دهد که سرعت ظاهری گاز و مایع کم باشد. یک مدل هیدرودینامیکی ارائه شده‌است که داده‌های آزمایشگاهی را برای موارد در نظر گرفته‌شده شبیه‌سازی می‌کند. نتایج تایید می‌کنند که هدینگ برای سرعت‌های پایین گاز و مایع رخ می‌دهد و آن خفگی دوباره ثبات ایجاد می‌کند. معرفی بسیاری از چاه‌های نفت که به طور طبیعی در جریان هستند در زندگی تولیدی خود به مرحله‌ای می‌رسند که هم سرعت ظاهری گاز و هم سرعت ظاهری مایع کم است. چنین چاه‌هایی، اگر بدون پکر تکمیل شوند و اگر فشار ته حفره جاری (BHP)زیر فشار نقطه حباب باشد، فشار کاندید (BHP)زیر فشار نقطه حباب است، کاندید عنوان شدن هستند. چاه هدینگ با نوسانات فشار بزرگ در هر نقطه در امتداد رشته لوله مشخص می‌شود. به طور متناوب حلزون‌های بزرگ مایع با مقدار کمی گاز و مقدار کمی مایع با مقدار زیادی گاز تولید می‌کند. این استفاده ناکارآمد از انرژی مخزن ممکن است منجر به مرگ چاه در طول تولید لجن مایع و نصب زود هنگام تجهیزات گران‌قیمت لیفت مصنوعی شود. اگرچه سر لوله در ابتدا در چاه‌های نفت در حال جریان رخ می‌دهد، اما در تاسیسات بلند کردن گاز پیوسته یافت شده‌است. یکی از ویژگی‌های معمول این چاه‌ها این بود که شیره‌ای مسدود کننده به جای شیره‌ای استاندارد بالابری گاز مورد استفاده قرار می‌گرفتند. برای کاهش فشار و نوسانات سرعت جریان، از کلیدهای سطح استفاده شد. با خفگی مناسب، سر لوله از بین رفت. سه نوع هدینگ به طور گسترده مورد تایید قرار می‌گیرند: پوشش، شکل‌گیری، و لوله دهی. چرخش هدینگ و تشکیل هدینگ تقریبا یک‌سان هستند. هر دو نوسانات فشار و دبی زیادی را نشان می‌دهند و هر دو به فضای بزرگی نیاز دارند که در آن گاز تشکیل می‌تواند تجمع یابد. در هدینگ پوششی، این فضا توسط حلقه بین پوشش و لوله فراهم می‌شود، در حالی که ساختارهای غار مانند بزرگ به این هدف در هدینگ شکل‌گیری خدمت می‌کنند. از سوی دیگر، هدینگ گرم از یک الگوی جریان از نوع لجنی که در خود لوله یابی یافت می‌شود، حاصل می‌شود. تنها بخش لوله دهی در چاه‌های مجهز به یک بسته ساز انجام می‌شود. این تحقیق که تنها به بررسی عنوان پوشش می‌پردازد، از عنوان برای اختصار در زمانی که عنوان پوشش در نظر گرفته شده‌است، استفاده می‌کند. یک مدل کمی برای شبیه‌سازی عنوان، مهندسان تولید را قادر می‌سازد تا با انتخاب مهندسان تولید برای استفاده بهتر از انرژی گاز موجود با انتخاب لوله یابی و خفه کردن بهینه، بهتر از انرژی گاز موجود استفاده کنند. این کار می‌تواند طول عمر جریان طبیعی چاه را افزایش دهد و به طور موقت نصب تجهیزات بالابر مصنوعی را متوقف کند. چنین مدلی در اینجا ارائه می‌شود و پیش‌بینی‌های آن با مقادیر اندازه‌گیری شده به‌دست‌آمده از تاسیسات تست در مقیاس آزمایشگاهی مقایسه می‌شود. مطالعات متعددی در مورد عنوان شدن از زمان کار پیشگام دونوهو گزارش شده‌است. مهم‌ترین آن‌ها کار نهایی گیلبرت است که توصیف و توضیح بسیار خوبی از این جریان ناپایدار ارائه می‌دهد. علاوه بر این، گیلبرت روش دقیقی را برای استفاده از تناوب سنج‌ها برای از بین بردن سر لوله جداری و طولانی کردن عمر جریان طبیعی یک چاه نفت مطرح کرد. یکی از نویسندگان این مطالعه توصیه‌های او را دنبال کرده و قادر به حذف سر لوله جداری در بسیاری از چاه‌های نفت با استفاده از تناوب بوده‌است. Ros مشاهده شده‌برای سرعت‌های مایع سطحی زیر ۳.۰ ft / sec [ ۰.۱ m / s ] و برای سرعت‌های گاز سطحی زیر ۰.۳ تا ۰.۱ ft / sec [ ۰.۱ تا ۰.۰۳ m / s ]. کار بعدی دانز و روس در میان نشریات در مورد افت فشار در جریان چند فازی و عمودی منحصر به فرد بود که شامل هدینگ حالت غیر پایدار در میان پیش‌بینی‌های افت فشار آن بود. تحقیقات اخیر توسط گروپینگ و همکاران یک مدل کامپیوتری را برای شبیه‌سازی هدینگ در یک سیستم بلند کردن گاز جریان پیوسته توصیف کردند و روش‌های پایدارسازی را توصیه کردند. روش‌ها. کار گزارش‌شده در اینجا با عنوان پوشش به عنوان یک پدیده چهار مرحله‌ای برخورد می‌کند. هر مرحله از چرخه با پدیده معادلات توصیف می‌شود. هر مرحله در چرخه با معادلات بقای جرم و اندازه حرکت هر فاز در هر حجم کنترل مربوطه توصیف می‌شود. معادلات با تقریب‌های مناسب ساده شده و به طور همزمان با تکنیک‌های عددی استاندارد ادغام می‌شوند. سپس پیش‌بینی‌ها با نتایج تجربی به‌دست‌آمده از یک ساختمان در مقیاس آزمایشگاهی که برای شبیه‌سازی هدینگ جداری طراحی شده‌است، مقایسه می‌شوند. بیان تئوری و تعاریف همیشه نوسانات کوچکی در BHP و در نرخ‌های جریان گاز و مایع مرتبط با جریان سیالات مخزن به سمت رشته لوله کردن وجود دارد. اگر افزایش قابل‌توجهی در دامنه نوسان ظاهر شود، آنگاه ناپایداری‌های شدید جریان می‌تواند قریب‌الوقوع باشد. برای درک بهتر این موضوع، باید درک کرد که افت فشار در رشته لوله به عنوان تابعی از نرخ جریان گاز زمانی که نرخ جریان مایع ثابت نگه‌داشته می‌شود حداقل مقدار را دارد زیرا افت فشار لوله مجموع سه عبارت است از: سر مایع، که به طور یکنواخت با افزایش نرخ جریان گاز کاهش می‌یابد، و سر اصطکاک و شتاب، که به طور یکنواخت افزایش می‌یابد (شکل ۱). شکل ۲ افت فشار لوله را در محدوده سرعت‌های سطحی گاز و مایع نشان می‌دهد. همان طور که شکل ۲ نشان می‌دهد، برای یک دبی ثابت مایع. افت فشار لوله به حداقل کاهش و سپس افزایش می‌یابد. نواحی سمت چپ و راست حداقل، به ترتیب رژیم‌های جریان ناپایدار و پایدار برای لوله را نشان می‌دهند. برای اینکه ببینیم چرا نرخ پایین جریان گاز و مایع باعث ناپایداری می‌شود، دو حالت را در نظر می‌گیریم. اول، یک چاه پایدار را بررسی کنید که جریان گاز برای آن به اندازه کافی بالا است تا باعث افت فشار کل در مقابل افت فشار کل شود. سرعت ظاهری گاز دارای شیب مثبت است. نرخ جریان گاز متناظر با جریان پایدار در شکل ۱ تعیین شده‌است. روشن است که هر گونه افزایش موقت در نرخ جریان گاز تنها منجر به افزایش افت فشار در لوله خواهد شد. این امر به نوبه خود، فشار برگشتی بر روی پوشش و شکل‌گیری را افزایش خواهد داد، که منجر به کاهش سرعت جریان گاز و در نتیجه تثبیت جریان می‌شود. در مقابل، اگر نرخ جریان گاز به طور موقت کاهش یابد، در نتیجه افت فشار لوله دهی کوچک‌تر باعث افزایش متناظر در جریان گاز هم از غلاف و هم از تشکیل می‌شود. بنابراین، ناحیه منحنی افت فشار لوله با شیب مثبت منجر به جریان پایدار خواهد شد. سپس، یک چاه ناپایدار [ تعیین‌شده در شکل ۱ ] را در نظر بگیرید که در آن منحنی افت فشار لوله یک شیب منفی دارد. افزایش لحظه‌ای در نرخ جریان گاز باعث کاهش افت فشار لوله و در نتیجه کاهش BHP می‌شود. این امر به نوبه خود باعث افزایش نرخ جریان گاز هم از پوشش و هم از تشکیل می‌شود. افزایش جریان باعث کاهش بیشتر افت فشار لوله می‌شود و باعث بازخورد مثبت می‌شود. این فرآیند تا زمانی ادامه می‌یابد که گاز اضافی ذخیره‌شده در پوشش لوله تخلیه شود. به یاد داشته باشید که برای یک چاه جاری با جریان BHP کم‌تر از فشار حباب نقطه، سطح مایع در حلقه لوله / غلاف در کفش لوله است؛ در غیر این صورت، این فرآیند نمی‌تواند رخ دهد. SPEPE p. ۲۹۷
ترجمه شده با

Download PDF سفارش ترجمه این مقاله این مقاله را خودتان با کمک ترجمه کنید
سفارش ترجمه مقاله و کتاب - شروع کنید

با استفاده از افزونه دانلود فایرفاکس چکیده مقالات به صورت خودکار تشخیص داده شده و دکمه دانلود فری‌پیپر در صفحه چکیده نمایش داده می شود.