СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ВЫНОС КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ
METHOD FOR DETERMINING GAS WELL FLOW RATE PROVIDING CARRY-OVER OF CONDENSED FLUID FROM MINE FACE

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;
2
Р - давление газа в стволе скважины, фунт/дюйм.
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:
,
CT
ЗАБ
ЗАБ
АТ
ЗАБ
ЗАБ
где Q - дебит скважины; V - скорость потока на башмаке НКТ; T - стандартная температура; d - внутренний диаметр НКТ; t - количество секунд в сутках; Р, Т - давление и температура на забое скважины соответственно; Р - атмосферное давление; Z(Р,Т) - 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.