Температурный технологический режим работы вертикальных скважин

При низкой температуре пласта и окружающей ствол скважины среды и из-за наличия влаги в газе создаются условия для образования гидратов в призабойной зоне и в стволе, что осложняет работу скважины. Исключить возможность гидратообразования можно путем правильного выбора технологического режима работы или закачкой антигидратных ингибиторов в скважину. Равновесные давление Р_р и температура гидратообразования Т_р зависят от состава газа, влагосодержания, тепло-физических свойств и параметров окружающей ствол скважины среды и др.

Для безгидратного режима работы скважины чтобы гидраты не образовывались в призабойной зоне пласта, необходимо обеспечить Т_з>Т_р. При этом величина Т_з определяется по формуле (3.130), где значения Т_з и Р_з достигаются при условии, что в этой формуле R заменяется на R_с. Далее по формуле (3.132) определяется распределение температуры по стволу. Для этого в формуле (3.132) величину x следует заменить на глубину скважины Н_в. Коэффициенты D_i и С_р, входящие в эту формулу определяются для средних значений давления Р_ср=(Р_з+Р_у)/2 и Т_ср=(Т_з+Т_у)/2.

Чтобы гидраты не образовывались в стволе скважины необходимо выполнение условия Т_у>Т_р.

Определение возможности образования гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины необходимо для выбора способа и места подачи ингибитора. Значение Т_р для каждого месторождения определяется отдельно лабораторным или аналитическим методами.

Расчеты по определению безгидратного режима работы призабойной зоны про­водятся в следующей последовательности:

По известному массовому расходу G, согласно главе 3 рассчитывается Т_з. По графическим зависимостям при известной плотности газа или расчетным путем определяется Т_р.

Полученные значения Т_з и Т_р должны удовлетворять неравенству Т_з>Т_р, при котором гидраты в призабойной зоне пласта не образуются. Устьевая температура Т_упри отсутствии зоны многолетней мерзлоты определяется согласно методике, приведенной в главе 3, а для ствола Т_у>Т_р.

Безгидратный режим работы скважины, проходящей слой многолетней мерзлоты, определяется следующим образом.

Согласно главе 3 по формуле (3.132) вычисляется температура газа, входящего в зону многолетней мерзлоты.

Зная Т_мо, используя формулу (3.137) определяют распределение температуры в интервале многолетней мерзлоты. Верхняя граница этой зоны в большинстве случаев совпадает с глубиной нейтрального слоя.

В скважинах, расположенных в зонах многолетней мерзлоты, гидраты могут обра­зоваться на любой глубине. Поэтому условие Т_р<Т_у,исключающее образование гидратов по стволу, справедливо и при наличии многолетней мерзлоты.

Если расчеты с различными режимами показывают, что удовлетворить Т_р<Т_у в данной скважине невозможно, то необходимо обеспечить подачу ингибитора в сква­жину.

Технологический режим эксплуатации вертикальных газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой

Определение безводного режима работы вертикальных скважин

Техно­логический режим эксплуатации газовых скважин при наличии подошвенной воды (см. рисунок 6.2), т.е. их предельные безводные дебиты определяются приближенно.

Рисунок 6.2 - Схема вскрытия пласта с подошвенной водой вертикальной скважиной.

При заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовой скважины определяется по формуле:

,(6.19)

где . При ранее принятых обозначениях параметров в формуле (6.19) и вводя новые:

k₀=4 b ^*ΔP²/ a ^*R_c; а ^*= μZР_атТ_пл/πkhТ_ст и b ^*=ρ_aтP_aтZT_nл/2π² l h²T_ст (6.20)

получен безразмерный безводный дебит имеющий вид:

(6.21)

Тогда формула для определения предельного безводного дебита скважины при гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта в призабойной зоне примет вид:

(6.22)

При расчете безводного дебита Q_npв формулу (6.22) следует подставлять величину ΔР²_доп, определяемую по формуле:

(6.23)

где ρ_в, ρ_г – соответственно плотности воды и газа в пластовых условиях; g – ускорение силы тяжести; η – высота столба жидкости, обеспечивающая давление 0,1 МПа.

С достаточной для практики точностью величину ΔР²_допможно определить по формуле:

или (6.24)

где ,

С учетом этих изменений формулы (6.20) и (6.21) примут вид:

; ; (6.25)

По формуле (6.25) рассчитывались предельные безводные дебиты скважин с исходными данными: Р_пл=30 МПа; h=50 м; R_к=500 м; R_с=0,1 м; b _ис=0,58·10^-4; а _ис=0,0056; 0,056 и 0,56 для различных относительных вскрытий; h=0,1+1,0. Полу­ченная зависимость предельного безводного дебита Q_np от hпоказывает (см. рисунок 6.3), что существует некоторое вскрытие, при котором предельный безводный дебит стано­вится максимальным. Установлено, что с увеличением коэффициента a _ис, Q_пp умень­шается. Для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем таковая пластов с высокой продуктивностью.

Рисунок 6.3 – Зависимости предельного безводного дебита Q_пр от относительного вскрытия пласта при Р_пл=30 МПа:

кривые соответствуют величинам 1 – k₀=161; 2 – k₀=1,61 и 3– k₀=0,0161.