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