Способ ингибирования скважины

Способ ингибирования скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Чзооретение относится к газовой про мышленности и может быть использовано для ингибирования скважин (С). Цель изобретение - расширение функциональных возможностей за счет обеспечения экс nj-ys тации С при ограниченном дебите после выхода из строя циркуляционного и ингибиторного клапанов Способ ингибирования С заключается в закачке ингибитора в затрубное пространство с последующим перепуском его в колонну эксплуатационных труб и отбора газа на устье С,Постоянно при отборе газа на устье С контролируют его скорость При снижении скорости ниже допустимого зн чония осуществляют продувку С При увеличении скорости выше i.ot ycTiin jro значения понижают уровень 1/.1(иОитсрз в С Допустимую скороси газа р уиье С определяют по заданной форму- it. UNIибироьание С предла земыг способом озволяег продолжить эксплуатацию С пр ограни вином дебите I 1C

СО»ОЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕГПУБЛИК

Is11s Е 21 В 43/00

Г ОСУДАРСТВЕ ННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (ос ) о (2 1) 4642474 /03 (22) 25.01.89 (46) 15.02.91, Бюл. и 6 (71) Грозненский нефтяной институт им. акад, M.Ä.Ìèëëèoíùèêîâà (721 Ю.В,Бабаянц и B.Н.Есауленко (53, 622.276.5(088,8) (56) Авторское свидетельство CC(P

М 8?5871, кл. Е 21 B 43/00,1978.

Авторское свидетельство СССР

N604970,,кл.Е 21 B 4 . /00, 1974. (54) СПОСОБ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИНЬ! (57) 4зобретение относится к гаэовсй IIpn мышленности и может быть использовано для ингибирования скважин (C). Цель изобретение — р;"ширение функциональных возмсжностей за счет обеспечения экс;Ii .уаИзобретение относи»с . к газовой промышленности и может быть использовано, в частности, для ингибирования скважин.

Цель изобретения — расширение функциональных возможностей способа за счет, обеспечения эксплуатации скважин при огрэниченном дебите после выхода из строя циркуляционнаго и ингибитГрнаго клапанов.

Сущность способа заключается s закач. е ингибитора в затрубное прастранс.во скважины с паследующи» перепуском ега в колонну эксплуатационных труб (.ЭТ), o bope газа на устье скважинь», постояннол контролировании скорости газа и при ее снижении нижэ дапустимога значения осуществля»ат продувку скважины, а при увеличении допустимой скорости газа на усть» скважины — понижэк т урсвень ингибитар в скважине до заданного значения, при этом

„„, Ы ÄÄ 1627675 А1 тации С при ограниченном дебите после выхода из строя циркуляционного и ингибиторного клапанов. Способ ингибирования С заключается в закачке ингибитора в затрубное пространство с последующим перепуском его в колонну эксплуатационных труб и отбора газа на устье С,Постоянно при отборе газа на устье С контролируют его скорость. При снижении скорости ниже допустимого зн:-:чаяния асув1ествляют продувку С. При увеличении скорости выше

»агуст.;мoro знг «I .1ÿ понижают уровень

u:1гиаитар,3»3 С ДппycTHMQ»o cKopoc »» r838 . э усгье С опр». 1еля»с»т по . эдэннай форму. И» гибирава1ие С предла»аемыл cr»особам пазваллег продолжить эксплуэтэц»1»э С пр:; с,гра»,и:-:еинoм дебите.

,опус-,Ir y»o скараст, газа íà устье скважины i зпределяют из матемэтическoro выраженил м — 0,52 Vö0 Ð . Р .

/ 2 где D - в -,y»I » нний диаметр КЭТ, м;

pI,r z пла1»1ссть ин: 1биторного раствора и f38 соответственна,Kr/ì;

c," - ускаре»»ие силь: тяжест», м/с .

П р и л» р 3»; периментальные данные процес э пративотока (граница), характеризу»ащие уровень ингибитара в скважине. в

rpy6»;»; различного диаметра были представле» ы в координатах +, ", р. *, где Г1и

",2 — число Фрудэ жидкой и газовой фазы, катар» " получены из интегрального анализа по1ерь давления в трубе. Эти координаты или безразмерные кпмплексы связывают потоки количеств движения и гидростагиче1627675 г,кис силы в каждой фазе отдельно и записываются в виде

F г =V .,/11,F г =V Р2

Г(1 — - — — Fr2 — - — 5

Р1 rP2 P1 — P2 (л1

Fr1

0$

Ft = — — .

gcl Ле

10 ю1 и юг — скорости соответственно жидкости и газа, Змпирическая зависимость между двумя компRåvсами с учетом вязкости жидкой фазы подоГэра »а в д» (.г ; + 1 3(1 1 0015 ) VFr1 =072

20 гДе l =-1 1. 1 пл. — безРазмеРнаЯ кинематическля вязкость жидкой фазы.

Прлв»денная корреляция имеет место в пределах 1 (1 < 45.

Поворот потока или захлебывание или иначе нарушение противотока определяется условие 41 (r)l = О, откуда

Ila3 у ,3 (1 + P 015 g) g D

Для принятых исходных дзнных скорость в1стекания пленки 0,0022 м/с.

Тогда расход ингибитора

0 = 0,0022 м/с х 7,85 х 10 м. х 86400 =

1,5 м /сут.

Создание пленки толщиной 0,3 мм по всей периферии ппдьемника обеспечивается рабочим объемом ингиби ора V = 0,07 м з в течение 67 мин. Затем скважина перево> Р = О 5 - > 9В 1 --- /7

lz,e D — внутренний т1иаметр КЭТ, м;

/11. рг — плотности ингибитора и газа соответственно, кг/м; з, g — ускорение силы тяжести, м/с, г показывает, что при скорости меньше критичес ой м,;, =- 0,9 м/с пленка будет отекать вниз. Исходные данные для газоконденсатного месторождения следующие: Ру,-,т = 12,6

M 113; Ty =- 288 К; (f31)Py = 570 Kf /M; HHKT=

-6 г — 1500 м; Дкэт = 0,1 м; т 1 = 10 х 10 м /с, 40

Принимаем скорость течения газа равной о 2 0,72 м/с. При заданных условиях дебит скважины составляет Qr = 80 тыс. м /сут, 3

1-1аходят допустимую скорость ингибитора

13 следующего выражения: 45 дится в сежим работы, при котором создается условие равновесия пленки на поверхности КЭТ. С этой целью определяют скорость реверса движения пленки

o)p = 3,3 где o = 0,03 Нlм — коэффициент поверхностного натяжения, Дебит газа, соответствующий шя, равен 0 = 125 тыс,м /сут.Для

Л поддержания равновесного состояния ингибитора по периферии трубы должно выполняться условие

80 х 10 м /сут < 0 < 125 х 10 м /сут, Следовательно, после закачки требуемого объема ингибитора дебит скважины поддерживается на уровне 100 тыс.м /сут. Эксплуз атация в таком режиме продолжается до наступления капитального ремонта, Ингибирование скважины предлагаемым способом позволяет продолжить эксплуатацию скважины при ограниченном дебите. Зкономический эффект при этом создается дополнительной добыче газа при работе скважины с вышеуказанным ограниче11ным дебитом с учетом эксплуатационных затрат за период времени от начала остановки скважины до начала капремонта, Формула изобретения

Способ ингиб:1рования скважины, заключающийся в закачке ингибитора в затрубное пространство скважины с последующим перепуском его в колонну эксплуатационных труб, и отборе газа на устье скважины, отличающийся тем, что, с целью расширения функциональных возможностей за счет обеспечения эксплуатации скважины при ограниченном дебите посла выхода из строя циркуляционного и ингибиторного клапанов, постоянно при отборе газа на устье скважины контролируют его скорость и при снижении ее ниже допустимого значения осуществляют продувку

=кважины, а при увеличении ее выше допустимого значения понижают уровень ингибитора в скважине, при этом допустимую скорость газа на устье скважины в определяют из математического выражения

В = 0,52 ЯД 1 :Ж, рг где D — внутренний диаметр колонны эксплуатационных труб, м; р1рг- плотности ингибитора и газа соз, ответственно, кг/м;

g — ускорение силы тяжести, м/c . г