Перед тим, як встановити оптимальний спосіб боротьби з вибійною рідиною необхідно визначити чи дійсно вона накопичується на вибої і не виноситься газовим потоком на поверхню.

Перевіримо, чи виноситься вся вода з вибою свердловини шляхом визначення мінімально-необхідного дебіту.

де qр – дебіт води, м3/д;

dвн – внутрішній діаметр НКТ, м

ср – густина пластової води, кг/м3;

- густина газу за повітрям;

Zвиб – стисливість газу при вибійних умовах;

Твиб – температура на вибої, К

Рвиб – тиск на вибої свердловини, МПа.

Для прикладу розглянемо свердловину № БВ-516. Знаючи водяний фактор (Фв) л/тис.м3 можна визначити дебіт рідини (пластової води)/

, м3/д

де qг – дебіт газу, тис.м3/д.

м3/д

тис.м3/д

При дебіті 1,9 тис.м3/д свердловина № БВ-516 не забезпечує винесення рідини на поверхню пластовим газом. Необхідно вжити заходів для винесення води з вибою свердловини. На свердловинах Більче-Волицького газового родовища у зв’язку з невеликою глибиною, низькими пластовими тисками, відсутністю джерела високонапірного газу застосовувати механізовані методи недоцільно. Враховуючи, що дебіти свердловин є порівняно низькими, а водяний фактор і відповідно дебіти води невисокі, пропоную використати фізико-хімічні методи. Визначимо який саме.

Для цього скористаємось параметром Фруда, який характеризує співвідношення інерційних сил і сил ваги газорідинних потоків. Його використовують для характеристика умов роботи обводнених газових свердловин.

Обчислюємо параметр Фруда для суміші газу і пластовї води по свердловині № БВ-516.

де Wр – швидкість руху рідини на вході в башмак насосно-компресорних труб, м/с;

Wг – швидкість руху газу на вході в башмак НКТ, м/с;

dвн – внутрішній діаметр НКТ, м

g – прискорення вільного падіння, м/с2.

Швидкість руху газу на вході в башмак НКТ можна визначити за формулою:

, м/с

м/с

Швидкість руху рідини знайдемо за формулою:

, м/с

м/с

Результати розрахунків параметрів роботи по інших свердловинах зводимо в таблицю 7.1.

Таблиця 7.1 – Характеристика роботи свердловин горизонту НД-10 Більче-Волицького газового родовища

№

св-ни | Вибійний тиск, Рвиб, МПа | Коефіцієнт стисливості газу, zвиб | Дебіт газу, qг, тис.м3/д | Мімімально необхідний дебіт qмн, тис.м3/д | Водяний фактор, Фв, м/тис.м3 | Дебіт пластової води, qв, м3/д | Frсум | Оптимальний спосіб виносу рідини

9 | 2,17 | 0,954 | 25,5 | 0 | 0 | 0 | -

18 | 2,11 | 0,955 | 16,3 | 14,818 | 1,1 | 0,0179 | 14,833 | застос. ПАР

27 | 3,19 | 0,935 | 13,4 | 16,874 | 0,9 | 0,0121 | 4,206 | період.експл.

200 | 1,74 | 0,962 | 10,3 | 13,729 | 1,94 | 0,02 | 8,843 | застос.ПАР

502 | 3,13 | 0,936 | 7,9 | 18,669 | 2,53 | 0,02 | 1,522 | період.експл.

505 | 3,24 | 0,934 | 17,4 | 22,151 | 2,3 | 0,04 | 6,862 | застос.ПАР

508 | 4,12 | 0,92 | 10,5 | 19,665 | 1,24 | 0,013 | 1,997 | період.експл.

510 | 2,82 | 0,942 | 0,8 | 7,035 | 0,38 | 0,0003 | 0,019 | період.експл.

516 | 1,54 | 0,966 | 1,9 | 7,763 | 1,05 | 0,002 | 0,387 | період.експл.

Закінчення таблиці 7.1

517 | 3,06 | 0,937 | 1,4 | 12,951 | 2,86 | 0,004 | 0,06 | період.експл.

520 | 1,76 | 0,962 | 17,1 | 7,186 | 0,006 | 0,001 | 23,802 | застос. ПАР

521 | 3,99 | 0,922 | 4,6 | 18,223 | 2,17 | 0,01 | 0,308 | період.експл.

522 | 2,94 | 0,94 | 12,8 | 12,655 | 0,31 | 0,004 | 4,56 | період.експл.

Для виносу на поверхню пластової води використаємо ПАР, оскільки область застосування останніх лежить в інтервалі параметра Фруда суміші. (від 5 до 45). Метод вилучення води з вибою свердловин за допомогою ПАР, як показує практика, дає достатній практичний ефект – дебіти свердловин після закачки ПАР зростають на 20-30 %. Механізм вилучення води з допомогою полягає в подачі на вибій розчину ПАР. Останній змішуючись з газорідинним пластовим потоком спінюється. При цьому густина суміші різко зменшується, і відповідно зменшується швидкість необхідна для виносу пластової рідини з вибою.

7.3 Технологічні і технічні розрахунки параметрів подачі ПАР. Вибір робочих матеріалів і обладнання

В якості ПАР пропоную використати неоногенний неоном АФ-09-12. Ця речовина використовується при великій мінералізації пластових вод (більше 100 г/л). Для покладу НД-10 вона складає 112,65-795,21 г/л і готується на воді.

В якості розчинника використовуємо пластову воду з сепараторів.

Масова концентрація АФ-09-12 для спінення 1 % маси, а в розчині, який подають в свердловину – 20 % маси. Кількість ПАР необхідну для приготування робочого розчину визначається за формулою:

, кг/д

де - дебіт пластової води, м3/д;

- густина пластової води, кг/м3;

а – кількість активної маси ПАР, долі од.;

с1 – масова концентрація ПАР у розчиннику, кг/кг;

с2 – оптимальна масова концентрація ПАР у спінувальній рідини, кг/кг.

Як вище говориться с1=0,2, с2=0,001, тоді для параметрів роботи свердловини БВ-520 матимемо:

, кг/д

Кількість розчинника (пластової води) необхідну для приготування розчину визначаємо за формулою:

, м3/д

м3/д

Добову витрату розчину знаходимо за формулою:

, м3/д

м3/д

Результати розрахунків кількості компонентів для приготування розчинів ПАР для інтенсифікації виносу рідини для інших свердловин приведені в таблиці 7.2.

Таблиця 7.2 – Результати розрахунків кількості компонентів для приготування розчинів ПАР

№ св-ни | Дебіт газу до обробки, тис.м3/д | Дебіт води, м3/д | Добові витрати

концентрованого АФ_09_12, кг/д | розчинника, м3/д | Розчину АФ-09-12, м3/д

18 | 16,3 | 0,0179 | 0,191 | 9,437·10-4 | 1,104·10-3

200 | 10,3 | 0,02 | 0,212 | 1,052·10-3 | 1,23·10-3

505 |