Определение свободного и абсолютно-свободного дебита газовых скважин

Понятия свободный и абсолютно-свободный дебиты в подземную газогидродинамику введены с целью оценки потенциально возможной производительности скважин и режима их эксплуатации, ориентированные по данным специалистов США на 10≤Q_абс≤25%. Однако, такая ориентация не может быть распространена на все газовые и газоконденсатные месторождения, отличающиеся емкостными и фильтрационными свойствами, различными устойчивостями к деформации и разрушению призабойной зоны пласта. Формулы для определения свободного и абсолютно-свободного дебитов в газовых скважинах имеют вид:

(4.40)

(4.41)

где а, b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по результатам исследования скважин; , – разность квадратов пластового и забойного давлений. При определении абсолютно-свободного дебита Q_абс величина Р_з принимается равной Р_з=1 атм.; – разность квадратов пластового и устьевого давлений при определении свободного дебита Q_св. При определении свободного дебита Q_св величина принимается равной Р_у=1 атм.; θ – размерный коэффициент, характеризующий движение газа по трубам от забоя до устья скважин. Структуры коэффициентов а, b и θ приведены в предыдущих пунктах.

4.10 Методика исследования скважин в условиях образования гидратов

На большинстве северных месторождений, имеющих сравнительно низкие температуры пласта, в процессе испытания скважин методом установившихся отборов возникают условия для образования гидратов. Эти условия зависят, прежде всего, от состава газа, его влагосодержания, давления по пути движения газа, теплофизических свойств газа и окружающей ствол скважины среды и др. Различия перечисленных параметров на разных месторождениях обусловливают неоднозначность равновесных условий гидратообразования даже в пределах одного месторождения со значительными газоносной толщиной и площадью.

Возможность образования гидратов в процессе испытания скважин на различных режимах значительно выше, чем при эксплуатации на заданном режиме, что связано с необходимостью изменения давления и дебита в большом диапазоне при исследовании.

Образование гидратов в призабойной зоне пласта, в стволе скважины, в шлейфе, штуцерах приводит к осложнениям при испытании и большим погрешностям в полученных результатах.

Исследования без осложнений с применением и без применения ингибиторов гидратообразования должны быть проведены, исходя из глубины залегания и района расположения залежи, обусловливающих пластовое давление и температуру, с учетом состава газа и его влагосодержания, наличия и характеристик зоны многолетней мерзлоты и т.д.

Условия образования гидратов выражаются через равновесное давление и температуру гидратообразования Р_р и Т_р.Возможность образования гидратов в призабойной зоне и по стволу скважины на различных режимах в процессе испытания можно исключить только при условии, что на всех предполагаемых режимах при исследовании устьевые давления и температуры будут выше, чем Р_р и T_р.

В зависимости от характеристики месторождения гидраты в призабойной зоне и в стволе скважины могут образоваться на всех или только на отдельных режимах. В условиях возможного образования гидратов качественное исследование скважин (исключая специальные исследования) методом установившихся отборов достигается только при условии применения ингибиторов.

Ингибиторы гидратообразования снижают температуру гидратообразования и, снимают ограничения, вызванные депрессией по пути движения газа и расходом газа.

Понижение равновесной температуры для метанола, этиленгликоля (ЭГ) и диэтиленгликоля (ДЭГ) определяется по формуле:

Δt=КС₂/М(100–С₂), (4.42)

где С₂ – весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М – молекулярная масса; К – коэффициент, определяемый экспериментально. Значения М и К для метанола, ЭГ и ДЭГ приведены в таблице 4.3:

Таблица 4.3 – Значение молекулярной массы и коэффициента К для ингибиторов.

№№ п/п	Ингибитор	М	К	Примечание
	Метанол
	ЭГ
	ДЭГ

 

Понижение равновесной температуры при применении хлористого кальция можно определить по эмпирической формуле:

Δt=0,0275С₂² (4.43)

Количество ингибитора, вводимого в скважину, определяют, исходя из влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, дебита скважины и необходимой концентрации ингибитора.

Для своевременного предупреждения гидратообразования важно правильно обосновать норму его расхода.

Расход ингибиторов гидратообразования можно определить по формуле:

(4.44)

где G – расход ингибитора, кг/1000 м³; – влагосодержание газа, кг/1000 м³; C₁ – начальная концентрация ингибитора, мас.%; С₂ – концентрация ингибитора, требующаяся для предупреждения гидратообразования, мас.%; g_и – количество ингибитора, переходящее в газовую фазу, кг/1000 м³; g_k – количество ингибитора, растворенное в углеводородном конденсате, кг/1000 м³.

Концентрацию ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры гидратообразования, можно определить графически из рисунка 4.14, а количество ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле

g_и=0,001αС₂, (4.45)

где α – коэффициент распределения (отношение содержания метанола в газовой фазе, необходимого для насыщения газа, к концентрации метанола в растворе), определяемый по формуле:

α=1,97∙10^-2Р^-0,7ехр[6,54∙10²Т–11,128], (4.46)

где Р – давление в системе, МПа; Т – температура, К.

Количество ингибитора в конденсате определяется формулой:

g_к=0,01С_кq_к (4.47)

где С_к – растворимость ингибитора в конденсате, мас.%; q_k – удельный выход сырого конденсата, кг/1000 м³.

Минерализованные воды в определенной степени сами могут предупреждать гидратообразование газов (см. рисунок 4.12).

А б

Рисунок 4.12 – Понижение температуры гидратообразования природного газа от минерализации воды в зави­симости от содержания метанола в пластовой воде (а) 1÷6 – содержание СН₃ОН, %: 1 – 25; 2 – 20; 3 – 15; 4 – 10; 5 – 5 и 6 – 0

и зависимость понижения температуры гидратообразования природного газа с ρ=0,6 от массовой концентрации ингибиторов (б): 1 – LiCl; 2 – MgCl₂; 3 – NaCl; 4 – NH₄OH; 5 – СаС1₂; 6 – СН₃ОН; 7 – ЭГ, 8 – ДЭГ, 9 – ТЭГ