RU2124635C1

RU2124635C1 - Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

Info

Publication number: RU2124635C1
Application number: RU98102212A
Authority: RU
Inventors: Р.И. Вяхирев; Л.С. Чугунов; В.В. Ремизов; О.М. Ермилов; К.С. Басниев; В.Н. Гордеев; В.И. Васильев; Ю.Г. Тер-Саакян; В.И. Кононов
Original assignee: Вяхирев Рем Иванович; Чугунов Леонид Семенович; Ремизов Валерий Владимирович; Ермилов Олег Михайловичч; Басниев Каплан Сафербиевич; Гордеев Владимир Николаевич; Васильев Владимир Ильич; Тер-Саакян Юрий Георгиевич; Кононов Виктор Иванович
Priority date: 1998-02-16
Filing date: 1998-02-16
Publication date: 1999-01-10

Abstract

Изобретение относится к скважинной разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Техническим результатом изобретения является увеличение добычи газа и газового конденсата за счет исключения возможности самозадавливания и как следствие простоя низкопродуктивных скважин и увеличение дебитов высокопродуктивных добывающих скважин. Для этого дебиты определяют для каждой добывающей скважины. При этом на каждой скважине проводят газодинамические исследования (ГДИ) на стационарных режимах фильтрации. Изменяют дебит путем увеличения с дискретным шагом диаметра штуцера, начиная с минимального, при котором заведомо не обеспечивается вынос пластовой жидкости с забоя скважины. Рассчитывают скорость потока на башмаке насосно-компрессорных труб. Затем по приведенной математической формуле определяют величину минимального дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважины, и по ней устанавливают технологический режим добычи, исключающий самозадавливание скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к скважинной разработке газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

При проведении патентного поиска аналогов заявленного способа не выявлено.

В реальных условиях, по фонду эксплуатационных скважин, критические скорости изменяются в значительном диапазоне и зависят от конструкции забоя скважин и подвески НКТ, плотности пластовой жидкости (продукции), наличия механических и химических примесей и других трудно учитываемых факторов.

Технический результат изобретения заключается в увеличении добычи газа и газового конденсата за счет исключения возможности самозадавливания и, как следствие, простоя низкопродуктивных скважин и увеличение дебитов высокопродуктивных добывающих скважин.

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 (1).

Q = V•π•d²•T_ст• Р_заб•t/[4•T_заб•Р_ат• Z(P_заб,Т_заб)], (1)
где Q - дебит;
V - скорость потока на башмаке НКТ;
d - внутренний диаметр башмака НКТ;
t - количество секунд в сутках;
Т_ст - стандартная температура;
Р_заб, Т_заб - давление и температура на забое скважины соответственно;
Р_ат - атмосферное давление;
Z(Р_заб, Т_заб) - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий Р_заб, Т_заб.

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 Р_заб, Т_заб. Для определения дебита, обеспечивающего вынос жидкости с забоя скважин, используют уравнение (1) для различных значений Р_заб, Т_заб.

По результатам определения минимального дебита устанавливают технологический режим добычи, исключающий самозадавливание скважины.

Пример для месторождения Медвежье.

Определение критического дебита по существующим методикам дало оценку в диапазоне 45-600 тыс. м³/сут - для скважин, оборудованных НКТ диаметром 168 мм. На месторождении Медвежье большое количество скважин, оборудованных НКТ диаметром 168 мм, эксплуатируется с дебитами 200-330 тыс. м³/сут, в зимнее время эти скважины эксплуатируются стабильно без самопроизвольных остановок, в летнее время при дебитах менее 250 тыс. м³/сут скважины самопроизвольно останавливаются.

Для определения скорости, обеспечивающей вынос жидкости с забоя скважин, было проанализировано 70 ГДИ скважин месторождения Медвежье за 1995-1996, т. е. из каждого ГДИ выбирались два режима, на первом из которых еще присутствовал столб жидкости на забое скважины, а на втором - уже выносился. Предполагалось, что вынос жидкости мог бы начаться при дебите, лежащем между этими режимами. После определения дебитов рассчитывались соответствующие скорости на башмаке НКТ. На чертеже показаны интервалы скоростей для каждой скважины (В_k, м/с), соответствующих выбранным дебитам. Как видно, интервал скоростей 3,3±0,1 м/с перекрывает интервалы скоростей выборки. Значение скорости, которая обеспечивает вынос жидкости с забоя скважин, принимается равным 3,3 м/с. Для значения скорости потока у башмака НКТ, равного 3,3 м/с, предлагаемое выражение имеет вид
Q = 6,367•d²•Р_заб/(Т_заб •Z(Р_заб, Т_заб)),
где Q - дебит, тыс. м³/сут.

Данное выражение использовалось для определения критических дебитов при установлении технологических режимов для скважин, в которых при проведении ГДИ не наблюдается вынос столба жидкости. Использование данного метода позволило уменьшить количество продувок и перераспределить дебиты между добывающими скважинами таким образом, что за счет снижения дебитов до критического значения на малодебитных и среднедебитных скважинах произошло увеличение добычи с высокодебитных скважин.

Claims

1. Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, характеризующийся тем, что проводят газодинамические исследования в каждой добывающей скважине на стационарных режимах фильтрации, изменяют дебит путем увеличения с дискретным шагом диаметра штуцера, 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
Q = V • π• • d² • T_ст • P_заб • t / (4 • T_заб • P_ат • Z(P_заб, T_заб)),
где Q - дебит;
V - скорость потока на башмаке НКТ;
d - внутренний диаметр башмака НКТ;
t - количество секунд в сутках;
T_ст - стандартная температура;
P_заб, T_заб - давление и температура на забое скважины соответственно;
P_ат - атмосферное давление;
Z(P_заб, T_заб) - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий P_заб, T_заб,
по которой устанавливают технологический режим добычи, исключающий самозадавливание скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что диаметр штуцера изменяют от 3 до 25 мм с шагом от 1 до 10 мм.