3.5 Анализ технологических режимов скважин с учетом возможности обводнения подошвенной водой

Для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо значение истинного положения границы раздела газ-вода и распределение давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважины. Истинная граница раздела газ-вода является функцией времени и режима эксплуатации скважины. Поэтому с целью получения простых расчетных формул для определения предельного безводного дебита исследуется влияние стационарного конуса воды на производительность газовой скважины.

Формула для определения предельного безводного дебита скважины при гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта имеет вид:

, (3.22)

где Q_пр – предельный безводный дебит – это дебит скважины, получаемый при достижении вершины конуса воды ее забоя.

, (3.23)

, (3.24)

, (3.25)

, (3.26)

, (3.27)

, (3.28)

где и - истинные коэффициенты фильтрационного сопротивления;

- радиус контура питания.

Результаты расчёта приведены в таблице 3.5 и рисунке 3.4.

По результатам расчета делаем вывод, что так как рабочий дебит скважин меньше чем предельный безводный при фактическом относительном вскрытии, то конус подошвенной воды к забою скважин

подтягиваться не будет.

Рисунок 3.4 – Результаты расчета предельного безводного дебита

При фактическом относительном вскрытии

Таблица 3.5 – Результаты расчета предельного безводного дебита при фактическом относительном вскрытии

3.6 Расчет технологического режима при наличии в газе коррозионно-активных компонентов

а) Определение скорости потока газа на устье и забое скважины:

, (3.29)

, (3.30)

где V_{у ,} V_з – скорость на устье и забое соответственно, м/с;

d_ф.т. – внутренний диаметр фонтанных труб, 10^-2 м;

Р_у , Р_з – давление на устье и забое скважины, МПа.

б) Определение критического дебита:

(3.31)

По данным исследований принимаем на устье V_кр=11 м/с , при этом условии пленка ингибитора ИКТ – 1 не срывается с внутренней поверхности фонтанных труб, обеспечивая надежную защиту от коррозии. Для забоя V_кр = 4, м/с, при этом условии обеспечивается вынос жидкости и механических примесей с забоя, что обеспечивает нормальные условия работы скважины.

3.7 Расчет количества метанола, необходимого для предотвращения гидратообразования

Основой ингибитора гидратообразования и коррозии (КИГиК) является метанол с добавлением в него антикоррозионных добавок и кислот, препятствующих солеотложению.

Свойства метанола: высокая антигидратная активность, низкая вязкость, низкая температура замерзания водных растворов, достаточно высокая летучесть при отрицательных температурах.

Количество метанола, необходимого для подачи в скважину для предотвращения гидратообразования определяется по формуле:

, (3.32)

где G₁, G₂ – весовые концентрации свежего и отработанного метанола;

W₁, W₂ – влагосодержание газа в пласте и на устье скважины, кг/10³ м³;

α - отношение содержания метанола в жидкости определяем по графику Рис. 71 стр. 197 [3].

, (3.33)

где М = 32 - молекулярная масса метанола;

∆t = t_р-t_у - разность между равновесной температурой гидратообразования и температурой газа в конце защищаемого участка, К;

К = 1295 - коэффициент (установлен экспериментально)