ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОГО ДЕБИТА НА ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
Цель:Определение газовых скважин подверженных эффекту самозадавливания
Эксплуатация скважин месторождения должна осуществляться в соответствии с технологическим режимом, который устанавливается при проектировании разработки месторождения и корректируется ежеквартально, скважин с учётом динамики пластовых давлений и объёмов добычи.
Для безостановочной работы скважин необходим постоянный контроль над скоростями потока газа на устье и забое. При низких скоростях потока газа на забое скважины скапливается жидкость, что приводит к самозадавливанию скважины. При высоких скоростях потока в боковых отводах фонтанной арматуры, термокарманах, изгибах трубопроводов происходит абразивный износ металлических конструкций и соединений.
Одним из основных критериев для регулировании технологического режима скважин является депрессия на пласт при рабочем дебите, которая не должна превышать допустимое значение для предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. Рабочий дебит скважины должен обеспечивать вынос жидкости с забоя, но не превышать ограничения по скорости на устье.
Для расчета оптимального режима необходимо вычислить дебит. Сущность предлагаемого способа заключается в том, что дебиты определяются для каждой добывающей скважины, что особенно важно на поздней стадии разработки месторождений в связи с появлением в продукции скважин пластовых вод. На каждой добывающей скважине проводят газодинамические исследования (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации. Изменение дебита осуществляют путем увеличения с дискретным шагом от 1 до 10 мм диаметра штуцера от 3 до 25 мм, начиная с минимального, при котором заведомо не обеспечивается вынос пластовой жидкости с забоя скважины, до дебита, при котором столб жидкости выносится с забоя скважины. Рассчитывают скорость потока на башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ) и определяют величину минимального дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины по формуле (3.1).
Q = V··d2·Tст· Рзаб·t/[4·Tзаб·Рат· Z(Pзаб,Тзаб)], (3.1)
V = 
где Q - дебит; V - скорость потока на башмаке НКТ; d - внутренний диаметр башмака НКТ; t - количество секунд в сутках; Тст - стандартная температура;
Рзаб, Тзаб - давление и температура на забое скважины соответственно; Рат - атмосферное давление; Z(Рзаб, Тзаб) - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий Рзаб, Тзаб.
В результате получают пары значений: давление на устье скважины - дебит. При наличии на забое скважины столба пластовой жидкости на штуцере малого диаметра не происходит очистки забоя скважины, о чем свидетельствует повышенное значение потерь давления в системе пласт - устье скважины. Это объясняется тем, что интервал перфорации перекрыт столбом пластовой жидкости (при высокой подвеске НКТ) или столб жидкости находится в НКТ. Очистка забоя начинается при дебитах, при которых скорость на башмаке НКТ достаточна для выноса жидкости. После определения дебита рассчитывается скорость на башмаке НКТ при Рзаб, Тзаб. Для определения дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважин, используют уравнение (1) для различных значений Рзаб, Тзаб. По результатам определения минимального дебита устанавливают технологический режим добычи, исключающий самозадавливание скважины.
Пример:
| d (м) | 0,1533 |
| t (с) | 86400,0 |
| Tct К0 | 273,0 |
| Pz Мпа | 2,8 |
| Tz К0 | 294,8 |
| Po Мпа | 0,1 |
| Z | 0,88834 |
| 0,062768 | |
| Рв1 | |
| Ргпл2 | 22,52829 |
| g | 9,81 |
Варианты:
