Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 141

р_ж и р_р. - плотности газа и жидкости соответственно, кг/м³; d-внутренний диаметр НКТ, м; g - ускорение свободного падения, м/с².

• Методика [5] устанавливает зависимость W=f(Q) и Q=f(P) в ви­де   .

w Гр

К=      "^       =3,5;

_Q= 3.5яс14^Мр_жр_г) ^

где К - критерий Кутателадзе; И^ - критическая скорость газа, м/с; s - поверхностное натяжение на границе раздела газ-жидкость, кг/м².

Как видно из уравнений (9-8), дебит газа, необходимый для не­прерывного выноса жидкости с забоя скважины, зависит от размера НКТ, давления на устье скважины и типа жидкости (вода, конден­сат).

• Для расчета минимального «базового» дебита, обеспечивающе­го вынос жидкости, на основе анализа условий эксплуатации боль332

шого числа скважин (более 1500 скважин) и исследований на стенде (высотой 33 м), была предложена расчетная формула, учитывающая технические и технологические условия работы скважины [6],

где ()баз - базовый дебит, при котором потери давления в верти­кальных трубах минимальны, тыс.м³/сут; Р - давление газа, МП а; d_m - внутренний диаметр фонтанной колонны, м; К ж - коэффициент, учитывающий дебит жидкости {Кж =1); Км - коэффициент, учиты­вающий корректировку параметра Fr*, для условий конкретного ме­сторождения при суточном дебите жидкости менее 5000 кг принима­ется равным 1; Fr*- комплексный критерий, характеризующий вели­чину потерь давления в вертикальных трубах (опытным путем уста­новлено, что при численном значении Fr* = 550 потери давления ми­нимальны); г - относительная плотность газа по воздуху; г_ж- относи­тельная плотность жидкости.

В¹ -^1--------- комплексный коэффициент.------------ /jq^

В таблице приведены примеры скважин, остановленных из-за обводнения в 1996 г., даны сравнительные результаты их фактиче­ских дебитов до остановки (по данным месячных рапортов) с расчет­ными дебитами газа по вышеприведенным шести методикам, мини­мально необходимым для равномерного выноса воды. Из данных таблицы следует:

1.В большинстве случаев, не связанных с другими типами ос­ложнений, остановленные скважины отличаются сравнительно невы­сокими дебитами, которые являются весьма близкими к минимально допустимым из условия равномерного выноса жидкости .

2. Из расчетных минимально допустимых дебитов по шести вы­шеприведенным методикам (см. графы 9-14, 15 таблицы ), наиболее близким к фактическому дебиту до остановки скважины, является дебит газа, рассчитанный по методике, изложенной во «Временной инструкции...» СевкавНИИГАЗа (графа 9 по вертикали таблицы). Кроме того, в ряде случаев удовлетворительные сравнительные ре­зультаты получены по методике [6] и [4].

333