Это обстоятельство не только отрицательно сказывается на характере обработки объектов эксплуатации, но и ведет к их пульсации и нестабильной работе.
Причина наблюдаемых осложнений в том, что вероятные диапазоны рабочих дебитов этих скважин и оптимальные диаметры НКТ, обеспечивающие непрерывный вынос жидкости, были определены еще в 1986 г. при составлении Проекта разработки газоконденсатных скважин Уренгойского ГКМ, где рекомендовалось в качестве эксплуатационной использовать колонну с условным диаметром 168 мм с лифтовыми трубами диаметром 73, 89, 102 и 114 мм. Основная трудность в реализации этого условия (в части выбора оптимального диаметра НКТ для каждой вновь пробуренной скважины) заключалась в том, что спуск НКТ необходимо производить в ходе завершения строительства скважины, а технологический режим устанавливается после освоения и испытания. При этом в условиях неоднородных коллекторских свойств пластов нижнего мела трудно избежать ошибок при выборе оптимального диаметра НКТ в каждом конкретном случае. В результате по ряду скважин рабочий дебит не соответствовал оптимальному диаметру НКТ.
В других случаях имело место поступления пластовой воды с неизбежным ухудшением фильтрационных свойств продуктивного пласта, значительным снижением рабочего дебита газа и т.д. Наличие
330
столба жидкости в простаивающей скважине вызывает трудности при ее освоении.
В период массового разбуривания с 1986 г. на IJ-IV объектах нижнего мела количество таких скважин возрастало.
В настоящее время в связи с уменьшением рабочих дебитов газа и скорости выноса жидкости проблема устойчивой работы скважин без накопления жидкости и их самоглушения становится все более актуальной.
В этих условиях повысить коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин, остановленных из-за обводнения, возможно путем замены НКТ на меньший диаметр со спуском их до нижних дыр интервала перфорации.
Поэтому эти вопросы рассматриваются вновь на основе следующих предположений:
• даже
небольшое количество свободной жидкости (до 2-5 % по
весу и менее) способно вызвать самоглушение
скважины, если ско
рость потока газа не является
достаточной для её равномерного вы
носа на поверхность при имеющемся
диаметре лифтовой колонны;
• дебит газа скважины перед её остановкой из-за
обводнения, оп
ределенный из месячного рапорта, является близким
по величине к
минимально допустимому расчетному дебиту.
Рассчитать минимально допустимый дебит газа, необходимый для равномерного выноса жидкости, можно по разным методикам. В качестве наиболее приемлемой нами выбирается та, по которой расчетная величина минимально допустимого дебита газа является наиболее близкой к фактической величине газа (из месячного рапорта), до обводнения и остановки скважины .
Чтобы определить минимальный дебит газа, необходимого для непрерывного выноса жидкости с забоев скважин и из НКТ, были выполнены расчеты по шести методикам различных авторов.
• Методика [1] устанавливает зависимость Q = f{P) в виде где О-дебит газа, тыс.м3/сут; d- внутренний диаметр НКТ, см; Р- давление на головке, кгс/см2; Г- температура на устье, К; z- коэффициент сверхсжимаемости газа.
331
Методика [2] устанавливает зависимость О = ДР) в виде
Q = \\5.5d2
MTz
где М- молекулярный вес. • Методика [3] устанавливает зависимость О = f(P) в виде
А . (3)
где V =
VI |
4.02(45-0.003 IP)1'4 (4)
(0.003 IP)"
С?- дебит газа, 106 тыс/м3; Р- давление на головке, psi; T- темпера-тура на устье, R; А- площадь поперечного сечения НКТ, ф . V- скорость газа, ф/с. • Методика [4] устанавливает зависимость Q = ДР) в виде
W2P
где Fr* =---------- —
- комплексный параметр Фруда;
2dP
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.