Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

, (16.10)

Используя результаты опытов Хинза, Тернер с соавторами получил выражение скорости, необходимой для выноса частицы жидкости движущимся потоком газа без ее дробления:


, (16.11)

Предположим, что σ и γг мало влияют на vо. Учитывая (16.11), запишем формулу Тернера


, (16.12)

где v0 - в м/с, Р3 - забойное давление, 0,1 МПа.

Промысловые экспериментальные исследования показали, что коэффициент в формуле (16.12) следует увеличить примерно в 2 раза. С учетом этого расчетная формула имеет вид


, (16.13)

Определим дебит газа, при котором капли жидкости критического диаметра будут выноситься с забоя скважины:


, (16.14)

Подставив это выражение в уравнение притока газа к скважине (16.8), с учетом зависимости Z = Z (P3, Т3) методом последовательных приближений определим P3 для заданного диаметра колонны НКТ и затем v0min и Qmin.

Температуру, давление, скорость потока и фазовое состояние газожидкостного потока в скважине можно измерить прибором ТДСП-12, разработанным в УкрНИИГазе.

Во время разработки месторождения при уменьшении пластового давления диаметр колонны фонтанных труб увеличивается, колонны малого диаметра извлекаются из скважины и заменяются колоннами большего диаметра. В завершающий период разработки при отсутствии поступления воды и твердых взвесей в скважину возможна эксплуатация скважин по металлической обсадной колонне. 16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину

На рис. 16.13 изображена схема положения башмака (конца) колонны фонтанных труб в скважинах Ленинградского и Вуктыльского газоконденсатных месторождений (выше кровли пласта - рис. 16.13, б в интервале перфорации - рис. 16.13, а, в). Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении; 2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин; 3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье; 4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений; 5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ; 6) коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

На рис. 16.14 изображен схематичный разрез многопластового месторождения, представленного пачками коллекторов различной толщины, проницаемости и пористости. При добыче газа из пласта он будет отбираться из первой и частично из второй пачек, поскольку третья и четвертая пачки перекрыты жидкой или песчано-глинистой пробкой. В первой и второй пачках будут наблюдаться наиболее интенсивное падение давления и наиболее существенное продвижение краевой воды. В крайнем случае первая и вторая пачки могут обводниться, в то время как в нижних пачках запасы газа останутся почти начальными. Для отбора газа из третьей и четвертой пачек придется пробурить новые скважины. Очередность выработки и обводнения пачек снизу вверх в этих условиях нарушается, технико-экономические показатели добычи газа ухудшаются.

Положение башмака колонны НКТ в скважине влияет на высоту образующейся песчано-глинистой пробки при неизменном дебите газа. В качестве примера приведем эмпирическую зависимость высоты песчано-глинистой пробки h (в м) на скважинах месторождения Газли от погружения башмака колонны НКТ относительно интервала перфорации (H - b) в скважине при Q = 860 тыс. м3/сут:


, (16.15)

где l = (H - b)·100 / H, %, H - толщина пласта, м; b - расстояние от нижних отверстий интервала перфорации до башмака колонны НКТ, м.