Способ ингибирования скважины

СОК)3 СОВЕТГКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 1627675 А 1 9) 5 Е 21 В 43/О ТВЕННЫИ КОМИТЕТЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМСССР ГОСУДА ПО ИЗО ПРИ ГКН в,. 1 длИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ ОМУ СВИДЕТЕЛ К АВТ У ье скважикого выр ус гл ую сч) р эст, газа наопределяют из л 1 атемат 1)о) =- 0,52 ъцг) Р Р. где ний диаметр КЭТ, м;наг гь ин: ибитоного раетствечна,кг/м;-за соотс, ускоре рд закачСущно е ингиби скважины колонну эк ре газа на тролирова снижении ансво м его в ), о 1 боом кония осу- увелиа усть. битор ри этом ществлястчении доп скважины в скважине(71) Грозненский нефтяной институт им. акад, М.Д.Миллионщикова(53) 622,276.5(088,8)56) Авторское свидетельство СССР М. 825871, кл. Е 21 В 43/00,1978,Авторское свидетельство С СР М 604970, кл.Е 21 В 4./00, 1974.(54) СПОСОБ ИНГИБИРОВАНИЯ СКВАЖИНЬ (57) изобретение относится к гаэовсй про мышленности и может быть использовано для ингибирования скважин (С). Цель изобретение - р;сширение функциональных возмсжностей за счет обеспечения эксплуаИзобретение относис", к газовой промышленности и может быть использовано, в частности, для ингибирования скважин,Цель изобретения - расширение функциональных возможностей способа за счет, обеспечения эксплуатации скважин при ог. раниченном дебите после выхода из строя циркуляционного и ингибитГрного клапанов. сть способа заключается в тора в затрубное простр с последующи перепуско сплуатационных труб .ЭТ устье скважины, постоянн нии скорости газа и и ниже допустимого значен продувку скважины, а при устимой скорости газа н - понижэют урсвень инги до заданного значения, и 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 знчаяния осуцествляют продувку С. При увеличении скорости выше логуст,;мо о значения понижают уровеньнгибитор 33 С Дпг)устимую скорос) Газа а усгье С опр. еляот по эадэнной формуЫгибир)ваве С предлааемыл спксобомозволяег продслжить эксплуатацию С пр,; с,гро,и:еином дебите. П р и лр Зк: периментальные данные процесг прогивотока (граница), характеризуэщие уровень ингибитора в скважине. в груб; различного диаметра были представлеы в координатах )/Г, ", р , где Г) и ",2 - число Фруда жидкой и газовой фазы, котор " получены из интегрального анализэ по 1 ерь давления в трубе. Эти координаты или безразмерные кпмплексы связывают потоки количеств движения и гидростагиче)Ле 10 Скис силы в каждой фазе отдельно и записыв)ются в виде Р"г =Ч. Р),Гг = Рг ГГ 1 - - --) сг -. -5 /-)1 / г )01 - Я сс)1 И тс)2 - СКОрОСтИ СООтВЕтСтВЕННО жидкости и газа,Змпирическая зависимость между двумя комплексами с учетом вязкости жидкой ф)ЗЫ ПОДОГЭ 1)н)1 Д г; + 1 3 (1 1- О 015 ) 1/Гг 1 = 0 72 20 гДе е .= г 1 1 Ъ, л,) - безРазмеРнаЯ кинематическля вязкость жидкой фазы,Првденная корреляция имеет место в пределах 1 (45.Поворо; потока или захлебывание или 1 аче нарушение противотока определяется услс)вием л)1 = О, откуда сс = 0,5 19 Д . //,/эг - плотности ингибитора и газасоответственно, кг/м;з,9 - ускорение силы тяжести, м/с,2показыает, что при скорости меньше кри 1 ичес" )й с),я = 0,9 м/с пленка бУДет отекатьвниз. Исходные данные для газоконденсатного месторождения следующие: Ру,.-т = 12,6У Па; Туст =" 288 К; (/э 1)ру = 570 кг/м; Ннкт=-6 21500 м; Дкэт=0,1 м;11=10 х 10 м /с, 40Принимаем скорость течения газа равнойсс)2 0,72 м/с. При заданных условиях дебитскважины составляет С 1 г = 80 тыс, м/сут,ЭНаходят доп/стимую скорость ингибитора1 з следующего выражения: 45)ти 3 у,1,3 (1 + 0,015 1 9)-)50 Для принятых исходных дэнных скоростьтс)1 стекания пленки 0,0022 м/с.Тогда расход ингибитораС 1 = О 0022 м/с х 7 85 х 10 м х 86400 =1,5 м /сут,55Создание пленки толщиной 0,3 мм по лсей периферии пт)дьетлника обеспечивается рабочим объемом ингиби ора Ч = 0,07 мз в течение 67 мин. Затетл скважина переводится в режим работы, при котором создается условие равновесия пленки на поверхности КЭТ, С этой целью определяютскорость реверса движения пленки где ст = 0,03 Н/м - коэффициент поверхностного натяжения, Дебит газа, соответствующий вр, равен 0 = 125 тыс,м /сут.ДляЛподдержания равновесного состояния ингибитора по периферии трубы должно выполняться условие80 х 10 м /сут0125 х 10 м /сут, Следовательно, после закачки требуемо)о объема ингибитора дебит скважины поддерживается на уровне 100 тыс.м /сут. Эксплузатация в таком режиме продолжается до наступления капитального ремонта,Ингибирование скважины предлагаемым способом позволяет продолжить эксплуатаци)о скважины при ограниченном дебите, Зкономический эффект при этом создается дополнительной добыче газа при работе скважины с вышеуказанным ограниченным дебитом с учетом эксплуатационных затрат за период времени от начала остановки скважины до начала капремонта,Формула изобретения Способ ингиб:1 рования скважины, заключающийся в закачке ингибитора в затрубное пространство скважины с последующим перепуском его в колонну эксплуатационных труб, и отборе газа на устье скважины, о т л и ч а ю щ и й с я 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 ув).личении ее выше допустимого значения понижают уровень ингибитора в скважине, при этом допустимую скорость газа на устье скважины в определяют из математического выражения тс) - О 52 l )с 1:Ж)02где О - внутренний диаметр колонны эксплуатационных труб, м;р 1 рг- плотности ингибитора и газа соз,ответственно, кг/м;9 - ускорение силы тяжести, м/с .г