RU2124635C1 - Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents
Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2124635C1 RU2124635C1 RU98102212A RU98102212A RU2124635C1 RU 2124635 C1 RU2124635 C1 RU 2124635C1 RU 98102212 A RU98102212 A RU 98102212A RU 98102212 A RU98102212 A RU 98102212A RU 2124635 C1 RU2124635 C1 RU 2124635C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- zab
- wells
- flow rate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
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•Tст• Рзаб•t/[4•Tзаб•Рат• Z(Pзаб,Тзаб)], (1)
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.
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 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 (Вk, 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•Рзаб/(Тзаб •Z(Рзаб, Тзаб)),
где Q - дебит, тыс. м3/сут.
Q = 6,367•d2•Рзаб/(Тзаб •Z(Рзаб, Тзаб)),
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 (2)
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 • Tст • Pзаб • t / (4 • Tзаб • Pат • Z(Pзаб, Tзаб)),
где Q - дебит;
V - скорость потока на башмаке НКТ;
d - внутренний диаметр башмака НКТ;
t - количество секунд в сутках;
Tст - стандартная температура;
Pзаб, Tзаб - давление и температура на забое скважины соответственно;
Pат - атмосферное давление;
Z(Pзаб, Tзаб) - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий Pзаб, Tзаб,
по которой устанавливают технологический режим добычи, исключающий самозадавливание скважины.
Q = V • π• • d2 • Tст • Pзаб • t / (4 • Tзаб • Pат • Z(Pзаб, Tзаб)),
где Q - дебит;
V - скорость потока на башмаке НКТ;
d - внутренний диаметр башмака НКТ;
t - количество секунд в сутках;
Tст - стандартная температура;
Pзаб, Tзаб - давление и температура на забое скважины соответственно;
Pат - атмосферное давление;
Z(Pзаб, Tзаб) - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий Pзаб, Tзаб,
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98102212A RU2124635C1 (ru) | 1998-02-16 | 1998-02-16 | Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98102212A RU2124635C1 (ru) | 1998-02-16 | 1998-02-16 | Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2124635C1 true RU2124635C1 (ru) | 1999-01-10 |
RU98102212A RU98102212A (ru) | 1999-05-20 |
Family
ID=20202020
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98102212A RU2124635C1 (ru) | 1998-02-16 | 1998-02-16 | Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2124635C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2474686C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ определения дебита газовой скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя |
RU2620137C1 (ru) * | 2016-03-11 | 2017-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ эксплуатации газоконденсатной скважины |
-
1998
- 1998-02-16 RU RU98102212A patent/RU2124635C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2474686C1 (ru) * | 2011-08-29 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ определения дебита газовой скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя |
RU2620137C1 (ru) * | 2016-03-11 | 2017-05-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ эксплуатации газоконденсатной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108756817B (zh) | 判断产水气井井筒结垢风险及确定防垢剂注入时机的方法 | |
RU93053763A (ru) | Способ добычи нефти или газа и труба для добычи нефти или газа | |
CA2036165A1 (en) | Method and well system for producing hydrocarbons | |
CA2162741A1 (en) | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flood process and apparatus | |
US8069924B2 (en) | Well jet device and the operating method thereof | |
CA2599223A1 (en) | Inhibition of paraffin wall deposition in oil lines | |
AU2011320714B2 (en) | Method and apparatus to remove deposits | |
RU2124635C1 (ru) | Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин | |
RU2261986C1 (ru) | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины | |
RU2132450C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений | |
US5366016A (en) | Use of variable density carrier fluids to improve the efficiency of scale dissolution | |
RU93006030A (ru) | Способ определения уровня жидкости в скважинах | |
CA2032986A1 (fr) | Procede et composition pour la reduction selective de la permeabilite a l'eau dans les reservoirs d'hydrocarbures chauds et sales | |
RU2067160C1 (ru) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений | |
RU96101730A (ru) | Способ разработки газовых месторождений континентального шельфа | |
RU2199653C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2179237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2145665C1 (ru) | Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах | |
SU1677278A1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
SU969890A1 (ru) | Способ эксплуатации нефт ных и газовых скважин | |
RU98102212A (ru) | Способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин | |
SU968350A1 (ru) | Способ удалени жидкости с забо газовой скважины | |
RU2435952C1 (ru) | Способ обработки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением | |
RU2142554C1 (ru) | Способ эксплуатации скважин | |
SU931243A2 (ru) | Стенд дл промывки трубопроводов |