Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

, (16.6)

Полагая что ρч > ρг (например, ρч = 2500 кг/м³; ρг = 50 кг/м³), с учетом

,

формулу для определения v₀ можно записать в следующем виде:

, (16.7)

Из формулы (16.7) следует, что v₀ = v₀ (d, ρч, Z, Т, P). Диаметр колонны НКТ определяется в следующем порядке. Из уравнения притока газа к скважине

, (16.8)

определим Pз соответствующее принятому значению Q, далее найдем t₃ по формуле t₃ =t_н - ε·(P_к - Р₃) и Z₃, затем по формуле (16.7) можем определить v_о. Для заданного диаметра частицы d и далее - необходимый диаметр колонны НКТ D, принимая некоторый резерв скорости для надежности выноса частицы (v_ор = 1.2 v_о)

, (16.9)

Обычно рч = 2500 кг/м³, и = 0,1 мм, и„ = 1 - 3 м/с.

При заданных диаметрах колонны НКТ D и выносимых частиц породы d изменение во времени дебита скважины Q для выноса твердых частиц с забоя скважины определяется методом итераций (последовательных приближений).

Вынос капель жидкости с забоя скважины на поверхность характеризуется тем, что размер и форма капли изменяются при изменении температуры и давления. Повышение давления в области проявления прямых процессов конденсации и испарения приводит к увеличению (сохранению) размера капли, увеличение температуры - к уменьшению размера капли в результате испарения жидкости с ее поверхности.

Сохранению размера капли способствует поверхностное натяжение σ, уменьшению размера, дроблению капли - скоростной напор. Установлено, что при данной скорости газового потока существует критический, максимальный диаметр капли, зависящий от безразмерного числа Вебера. Экспериментально определено, что максимальный диаметр жидкой частицы сохраняется до Wе = 30:

---

, (16.10)

Используя результаты опытов Хинза, Тернер с соавторами получил выражение скорости, необходимой для выноса частицы жидкости движущимся потоком газа без ее дробления:

, (16.11)

Предположим, что σ и γ_г мало влияют на v_о. Учитывая (16.11), запишем формулу Тернера

, (16.12)

 

где v₀ - в м/с, Р₃ - забойное давление, 0,1 МПа.

Промысловые экспериментальные исследования показали, что коэффициент в формуле (16.12) следует увеличить примерно в 2 раза. С учетом этого расчетная формула имеет вид

, (16.13)

Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:

, (16.14)

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (16.8), с учетом зависимости Z = Z (P₃, Т₃) методом последовательных приближений определим P₃ для заданного диаметра колонны НКТ и затем v_0min и Q_min.

Температуру, давление, скорость потока и фазовое состояние газожидкостного потока в скважине можно измерить прибором ТДСП-12, разработанным в УкрНИИГазе.

Во время разработки месторождения при уменьшении пластового давления диаметр колонны фонтанных труб увеличивается, колонны малого диаметра извлекаются из скважины и заменяются колоннами большего диаметра. В завершающий период разработки при отсутствии поступления воды и твердых взвесей в скважину возможна эксплуатация скважин по металлической обсадной колонне.

16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину

На рис. 16.13 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыль-ского газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта - рис. 16.13, б в интервале перфорации - рис. 16.13, а, в). Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

---

На рис. 16.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из первой и частично из второй пачек, поскольку третья и четвертая пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В первой и второй пачках будут наблюдаться наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае первая и вторая пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из третьей и четвертой пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.

Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H - b) в скважине при Q = 860 тыс. м³/сут:

, (16.15)

где l = (H - b)·100 / H, %, H - толщина пласта, м; b - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.

Из зависимости (16.15) следует, что максимальная высота песчаной пробки h_max = 19,5 м при l = 0 (b = H), т. е. когда башмак колонны фонтанных труб находится в кровле пласта, и h = 0 при l = 92 % (т. е. b = 8 % от Н), когда башмак колонны НКТ на 8 % от толщины пласта не доходит до нижних отверстий перфорации.

 



Рис. 16.13. Схема башмака колонны НКТ в скважинах Ленинградского (а) и Вуктыльского (б, в) месторождений:

а - скв. 128, М = 1,3 м; скв. 34, М = 7,6 м; скв. 31, Δl = 101 м; б - скв. 3, Δl = 357 м; в - скв. 21, Δl = 332 м

 



Рис. 16.14. Схематичный разрез забоя скважины, вскрывшей неоднородный по разрезу газонасыщенный пласт:

I - IV - пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости; 1 - жидкостная или песчано-глинистая пробка в скважине

---

; 2 - башмак колонны НКТ; 3, 4 - кровля и подошва пласта соответственно

 

Высоту столба жидкости в затрубном пространстве при эксплуатации скважины по колонне НКТ можно определить из соотношения

, (16.16)

где P_зт и P_з - измеряемые давления в затрубном пространстве на устье и на забое скважины соответственно; Δ - относительная плотность затрубного газа по воздуху; Z, Т - соответственно средние по глубине скважины коэффициент сверхсжимаемости затрубного газа и абсолютная температура газа; L - глубина скважины; ρ_ж - плотность жидкости на забое скважины; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве.

Высоту столба жидкости в колонне НКТ h₁ (в м) можно определить по уравнению Ю. П. Коротаева

, (16.17)

где Q - расход газа в рабочих условиях (P₃, T₃), м³/с; K₁ - экспериментальный коэффициент, К₁ = 0,5 м/с; D - внутренний диаметр НКТ, м; L - длина колонны НКТ, м.

Погружение башмака колонны НКТ в скважине можно определить из условия равенства скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне (v_в = v_н).

Полагая известными дебит газа, приходящийся на единицу длины интервала перфорации в верхней и нижней частях пласта q_в и q_н, длины верхнего l_в и нижнего (H - l_в) интервалов, получим

,

где

.

Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ (v_в = v_н), чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра (v_нкт > v_min), чтобы высота столба жидкой или песчано-глинистой пробки в колонне обсадных труб была минимальной ( h_ж -» 0).

---

16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. По мере снижения скорости потока газа на забое и увеличения расхода жидкости, поступающей на забой скважины за счет обводнения проницаемых пропластков и увеличения объемной конденсатонасыщенности пористой среды, не обеспечивается полный вынос жидкости из скважины, происходит накопление столба жидкости на забое. Он увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

Для эффективной эксплуатации скважин в этих условиях разработаны различные методы.

Предотвратить поступление жидкости в скважину можно поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в при-забойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину. Кроме того, можно предотвратить поступление воды в скважину изоляцией посторонних и пластовых вод.

Жидкость с забоя скважин удаляется непрерывно или периодически. Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы, отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости сква-жинными насосами.

Периодическое удаление жидкости можно осуществить остановкой скважины для поглощения жидкости пластом, продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы без закачки или с закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ - пенообразователей) на забой скважины.

---