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

 

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.

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 = Vd2Tст Рзабt/[4TзабРат Z(Pзабзаб)], (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.

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 3,30,1 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 = 6,367d2Рзаб/(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.


Формула изобретения

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 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.

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано для контроля разработки нефтяных месторождений при определении места нарушения герметичности эксплуатационной колонны в нагнетательной скважине в интервалах, не перекрытых НКТ

Изобретение относится к исследованию скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при измерении дебита двухфазных потоков эксплуатационных газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов

Изобретение относится к геофизическим исследованиям эксплуатационных нефтяных скважин и может быть использовано для определения продуктивности и количественной оценки интегральных фазовых расходов в нефтяной скважине при неустановившихся режимах ее работы (например, при вызове притока компрессором на стадии контроля за разработкой месторождений)

Изобретение относится к газонефтедобывыющей промышленности, в частности к способам предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей

Изобретение относится к гидрометаллургии и может быть использовано при переработке сульфидных полиметаллических руд методами подземного и кучного выщелачивания
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения дебита скважин, для гидроразрыва пластов и формирования в них трещин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения дебита скважин, для гидроразрыва пластов и формирования в них трещин

Изобретение относится к устройствам и механизмам, предназначенным для эксплуатации подземных вод и водозаборных сооружений, в частности для откачки артезианской воды в магистральные линии городских систем водоснабжения

Изобретение относится к скважинной разработке газовых и газоконденсатных месторождений

Наверх