Влияние песчаной пробки на технологический режим работы горизонтальной газовой скважины. Методика расчета критической депрессии разрушения ПЗП.

Определение допустимой депрессии связано с прочностными характеристиками горных пород. По степени устойчивости стенок скважины и разрушении ПЗП при решении задач используются задачи упругости и пластичности в сочетании с теорией прочности 1.Наибольших нормальных напряжений; 2.Наибольших касательных напряжений; 3.Наибольших деформаций). Определение допустимой депрессии определяют по: 1.Данным техникоэксплуатационных характеристик по скважинам; 2.По величине gradP и скорости фильтрации; 3.По механическим свойствам пластов слагающих ПЗП; 4.По установленным зависимостям критических значений потока от радиуса разрушения пород в ПЗП. По первому методу определяют величину допустимой депрессии на основании анализа песка выносимого на различных режимах. Во втором и четвертом случае величина допустимой депрессии определяется в зависимости от радиуса разрушения ПЗП с учетом gradP и скорости. В третьем случае депрессия определяется по данным оценки механических свойств пласта на основании данных полученных в промысловых и лабораторных условиях. Возможно три случая разрушения ПЗП: 1.Эксплуатация в условиях продолжающегося разрушения, т.е. радиус разрушения не достиг своего критического значения. В этом случае необходимо установить депрессию при которой прекращается разрушение:

Дебит определяется в этом случае:

, Где Р – сила сцепления горной породы. - удельный вес породы; Дк – диаметр эксплуатационной колонны.

2.Эксплуатация скважины осуществляется при . Это подтверждает необходимость укрепления ПЗП.

3.Скважина только вступила в эксплуатацию, т.е. и в этом случае допустимая депрессия не должна превышать критического gradP.

Образование песчаной пробки непосредственно связано с выбором диаметра и глубины спуска фонтанных труб, распределением дебита в интервале перфорации и дебитом скважины.

Предотвратить образование песчаной пробки возможно при: 1.Сиздании gradP обеспечивающего эксплуатацию скважины без нарушения ПЗП; 2.Подбор конструкции скважины (диаметр и глубина подвески) обеспечивающей вынос разрушенных продуктов пласта. Методы борьбы с песком: 1.Механический; 2.Химический. Механический – экранирование зоны разрушения, установка фильтров, промывка гравийного фильтра. Химический – закачка реагентов с цементирующими свойствами.

38. Газоконденсатные исследования скважин. Цели и задачи исследований…..

Проводится с целью определения параметров и показателей, являющихся исходными для подсчета запасов газа и конденсата, проектирования разработки и обустройства место­рождений и переработки конденсата. Разработанные методы и действующие инструкции по исследованию на газоконденсатность не позволяют получить качественную информацию при:

1.Низ­ких коллекторских свойствах, обусловливающих значительные депрессии на пласт, длительные периоды стабилизации давления и дебита и ухудшенные условия выноса жидкости с забоя.

2.Использовании существующего на промыслах наземного оборудования в ком­плексе с малой термостатируемой сепарационной установкой.

3.Наличии в продукции скважины ингибиторов коррозии и гидратообразования.

Требования к скважине: 1) min допустимый дебит (Скорость газа на башмаке 4 м/с); 2) подача газа по НКТ; 3) давление сепарации менее половины рабочего устьевого давления или равно ему; 4) подготовительный период менее 2 суток; 5) на сепараторе должен быть установлен обратный клапан.

Принципиальная схема обвязки скважины при одноступенчатой сепарации газа.

1 – соединительная линия; 2 – штуцер; 3 – сепаратор; 4 – замерное устройство; 5 – термокарман; 6 – замерные вентили; 7 – сливной кран; 8 – факельная линия.

Продукция скважины направляется по трубам 1 через штуцер 2 в сепаратор 3, где от газа отделяется конденсат. Газ из сепаратора по­ступает на замерное устройство 4 (ДИКТ), в газопровод или на факел. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, соединенной сливным краном 7 с сепаратором, либо в самом сепараторе. При конденсатных факторах, более 300 см³/м³ замеры проводят, как правило, в открытых резервуарах. Для измере­ния выхода сырого конденсата в сепараторе (или емкости, соединенной с сепара­тором) используют вентили 6. После продувки и закрытия задвижки, обеспечивающей сброс скопившегося конденсата (в процессе налаживания режима работы установки), приоткрывают нижний кран и закрывают все другие, расположенные выше. Пока уровень скап­ливающегося конденсата не достигнет крана, из него слабой струёй выходит газ. Как только уровень конденсата достигнет края бобышки и из крана покажутся белые брызги конденсата, кран закрывают и выключают секундомер. Одновре­менно или спустя некоторое время приоткрывают выше расположенный кран и т. д. Зная объем емкости между нижними и верхними кранами, время накопления конденсата и количество прошедшего за этот период газа, можно определить вы­ход конденсата (см³/м³). В открытом резервуаре выход дегазированного конденсата замеряется стек­лянной трубкой с делениями, позволяющей отбивать уровень раздела воды и уг­леводородного конденсата.

Принципиальная схема обвязки исследовательской аппаратуры и промыслового оборудова­ния при двухступенчатой сепарации газа.

1 – вход от скважины на групповой пункт; 2 – сепаратор I ступени; 3 – теплообменник; 4 – сепаратор II ступени; 5 – исследовательский сепаратор; 6 – малогабаритный термостатируемый сепаратор; 7 – штуцер; 8 – регулируемый штуцер; 9 – капиллярная трубка; 10 – кран для сброса конденсата.

Штуцер 7 в исследовательский сепаратор 5, в котором конденсат отделяется от газа при заданных давлении и

температуре. Из исследовательского сепаратора 5 отсепарированный газ через регулируемый штуцер 8 направляется либо через теплообменник 3 (холодный режим), либо непосредственно (горячий режим) в промысловый сепаратор НТС 4 и далее в газо­сборный коллектор. Конденсат после замера его выхода сливается в резервуар через кран 10. Исследовательская аппаратура (ЛПГ) состоит из боль­шой сепарационной установки (БСУ) 5 и малогабаритного термостатируемого сепаратора 6. Первый сепаратор выполняет роль первой ступени сепарации, а малогабаритный сепаратор — роль II ступени сепарации. Малая термостатируемая установка 6 соединяется с отводящей (отсепариро­ванный газ) трубой большой сепарационной установки 5 с помощью регулируе­мого вентиля. Охлаждение бани сепаратора и теплого газа в холодильнике про­водится с помощью газа высокого давления, отбираемого из входной трубы боль­шого сепаратора (до штуцера) и редуцируемого до атмосферного давления. Низкие температуры получают за счет расширения газа высокого давления.