RU2474686C1

RU2474686C1 - Способ определения дебита газовой скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя

Info

Publication number: RU2474686C1
Application number: RU2011135864/03A
Authority: RU
Inventors: Сергей Александрович Кирсанов; Сергей Каснулович Ахмедсафин; Сергей Владимирович Мазанов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority date: 2011-08-29
Filing date: 2011-08-29
Publication date: 2013-02-10

Abstract

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при определении параметров работы газовой скважины, обеспечивающих вынос жидкости с забоя. Техническим результатом является определение дебита скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя скважины. Способ включает отработку скважины на максимально допустимом режиме с целью очистки забоя от возможной жидкостной пробки. Остановку скважины и замер пластовых термобарических параметров. Запуск скважины, замеры суммарного в паровой и жидкой фазе влагосодержания газа на устье и замеры давления и температуры газа на забое скважины при ее работе. Если фактическое влагосодержание на устье действующей скважины меньше или равно равновесному при забойных термобарических условиях, дебит скважины считают недостаточным для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы. Если фактическое влагосодержание на устье действующей скважины больше или равно равновесному, дебит скважины считают достаточным для выноса всей конденсационной жидкости с забоя.

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при определении параметров технологического режима работы газовой скважины, обеспечивающих вынос жидкости с забоя. Способ заключается в одновременном проведении измерений фактического влагосодержания газа на устье скважины и термобарических параметров на забое, на основе которых производится расчет влагосодержания газа на забое с последующим сравнением полученных результатов.

Известен способ определения дебита скважины достаточного для выноса жидкости с забоя [Ли Джеймс, Никкенс Генри, Уэллс Майкл. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / Перевод с английского. - М.: «Премиум Инжиниринг», 2008. - стр.32-37, 333-338], основанный на получении экспериментальных корреляционных зависимостей минимальной скорости газа, необходимой для удаления капель жидкости из вертикального ствола скважины от давления газа.

уравнение Тернера;

уравнение Коулмена;

где υ - скорость газа, при которой вся жидкость выносится на поверхность, фут/с;

Р - давление газа в стволе скважины, фунт/дюйм².

Существенным недостатком способа является отсутствие учета профиля ствола скважины (его отклонения от вертикали), конструкции скважины (диаметра и глубины спуска колонны насосно-компрессорных труб), а также состояния колонны насосно-компрессорных труб (фактического коэффициента шероховатости, определяемого экспериментально). Кроме того, из приведенных уравнений следует, что скорость газа, при которой вся жидкость выносится на поверхность, не зависит от расхода жидкости, поступающей в скважину, что противоречит физической сущности процесса.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому, принятый за прототип (см. патент RU 2124635, кл. E21B 47/10, E21B 43/00; 10.01.1999.), является способ определения минимального дебита, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин, включающий: проведение газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации с изменением дебита 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:

,

где Q - дебит скважины; V - скорость потока на башмаке НКТ; T_CT - стандартная температура; d - внутренний диаметр НКТ; t - количество секунд в сутках; Р_ЗАБ, Т_ЗАБ - давление и температура на забое скважины соответственно; Р_АТ - атмосферное давление; Z(Р_ЗАБ,Т_ЗАБ) - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Существенным недостатком способа является отсутствие однозначного определения условия, при котором столб жидкости выносится с забоя скважины. Полагается, что 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. Исходя из этого, в случае, когда на момент проведения исследований скопление жидкости на забое существенно не влияло на работу скважины, т.е. не перекрывало интервал перфорации и не создавало повышенных потерь давления, определение момента начала выноса жидкости практически невозможно. Коме того, наличие во вскрытом скважиной геологическом разрезе обводненного интервала обусловит наличие водопритока в ствол скважины, интенсивность которого будет возрастать с увеличением дебита, обеспечивая рост потерь давления в системе пласт - устье скважины за счет повышения плотности газожидкостной смеси.

Предлагаемый способ определения дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкости с забоя, позволяет устранить указанные недостатки. Заявляемый способ включает: отработку скважины на максимально допустимом режиме с целью очистки забоя от возможной жидкостной пробки, последующую остановку скважины и замер пластовых термобарических параметров, т.е. замер давления и температуры газа на забое остановленной скважины после их полной стабилизации. Затем осуществляют запуск скважины и проводят замеры суммарного в паровой и жидкой фазе влагосодержания газа на устье и замеры давления и температуры газа на забое скважины при ее работе на нескольких установившихся режимах фильтрации с увеличением дебита от минимального до максимального. Заявляемый способ отличается от известных тем, что по результатам замера забойных давления и температуры определяют равновесное в паровой фазе влагосодержание газа. При этом в остановленной скважине определяют пластовые параметры, а в работающей - забойные. При этом, по мере увеличения дебита газа, проводят сравнение устьевого влагосодержания с равновесным, и если при работе скважины на конкретном режиме влагосодержание на устье менее равновесного забойного, то дебит скважины недостаточен для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы. Если влагосодержание на устье больше или равно равновесному забойному, но менее равновесного пластового, то дебит скважины достаточен для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы, но недостаточен для выноса жидкости, конденсирующейся на забое. А если влагосодержание на устье больше или равно равновесному пластовому, то дебит скважины считается достаточным для выноса всей конденсационной жидкости с забоя.

Заявляемый способ апробирован при исследовании скважин на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Применение данного способа позволяет увеличить достоверность информации о параметрах разработки месторождений и обеспечивает максимально эффективную эксплуатацию добывающих скважин.

Claims

Способ определения дебита скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя, включающий отработку скважины на максимально допустимом режиме с целью очистки забоя от возможной жидкостной пробки, остановку скважины и замер пластовых термобарических параметров, т.е. замер давления и температуры газа на забое остановленной скважины после их полной стабилизации, запуск скважины, замеры суммарного в паровой и жидкой фазе влагосодержания газа на устье и замеры давления и температуры газа на забое скважины при ее работе на нескольких установившихся режимах фильтрации с увеличением дебита от минимального до максимального, отличающийся тем, что по результатам замера забойных давления и температуры определяют равновесное в паровой фазе влагосодержание газа: в остановленной скважине пластовое, в работающей забойное, по мере увеличения дебита газа проводят сравнение устьевого суммарного в паровой и жидкой фазе влагосодержания с равновесным, если при работе скважины на режиме влагосодержание на устье менее равновесного забойного дебит скважины недостаточен для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы, если влагосодержание на устье больше или равно равновесному забойному, но менее равновесного пластового дебит скважины достаточен для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы, но недостаточен для выноса жидкости, конденсирующейся на забое, если влагосодержание на устье больше или равно равновесному пластовому, дебит скважины считают достаточным для выноса всей конденсационной жидкости с забоя.