Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора

Техническим проектом на строительство скважины должен предусматриваться подъем тампонажного раствора:

• 
  за промежуточными колоннами – с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны не менее 100 м;
  
• 
  за эксплуатационными колоннами:
  

131, 322, 327, 328,415,2077.

Успешное решение технологических задач зависит от правильного использования

зависимостей, учитывающее особенности реального газожидкостного потока.

В теоретическом представлении газожидкостного потока используют две основные модели течения: гомогенную и модель со скольжением (относительной скоростью) фаз, в связи с чем все существующие на сегодня, как у нас, так и зарубежом и

представляющие практический интерес методы можно классифицировать по особенностям модели, положенной на их основу:

• 
  Методы основанные на гомогенной модели течения. Особенность модели -термодинамическое равновесие и равенство линейных скоростей фаз. К данной категории относятся следующие расчетные методы:
  

Метод Баксендела – для газожидкостных потоков в вертикальных кольцевых каналах.

• 
  Методы основанные на модели течения со скольжением. Общая особенность – конкретизация структурных форм потока на основе параметров, определяющих область их существования, определение необратимых потерь давления, обусловленных трением, скольжением, с учетом влияния на их относительные скорости. К данным методам используемым в промысловой практике относятся:
  

Метод Ж. Оркишевского.

Метод ВНИИгаза.

В зависимости от основных эксплуатационных характеристик : дебита жидкости Qж.о., удельного расхода газа Rг, вязкости жидкости ж, диаметра канала определим методику расчета наиболее приемлемую для условий месторождения Жанажол:

Текущий дебит по скважинам 131, 322, 327, 328 составляет 1 – 2 м3/сут, без дополнительных геолого-технических мероприятий по увеличению нефтеотдачи по этим скважинам не рекомендуем переводить на непрерывный газлифт.

1.Для перевода на непрерывную газлифтную эксплуатацию скважин необходимо добиться притока жидкости не менее 40 м3/сут [14. с.158].Этим критериям соответствуют скв № 415, 2077. Учитывая особенности расчета и построения возможных режимов работы переводимых скважин, определим по выбранным скважинам возможность непрерывной газлифтной эксплуатации.

Определяем забойное давление при котором обеспечивается приток требуемого количества жидкости к скважинам (Q = 40м3/сут):

Рзаб= Рпл – Qж.ст / к, Мпа.

Скв.415: Рзаб = 25,6 – 40/69,75 = 25,03 МПа.

Скв.2077: Рзаб = 25,3 – 40/2,4 = 8,63 МПа.

При расчетном давлении нагнетаемого газа при переводе на газлифт Рг.у.= 11,1 МПа.

Для перевода на непрерывную газлифтную эксплуатацию при расчетных коэффициентах продуктивности скважин значение забойного давления должно быть не менее давления нагнетаемого газа приведенного к забою скважин (барометрическая формула) для обеспечения притока в объеме 40 м3/сут.При переводе на непрерывный газлифт скв № 2077 расчетное забойное давление должно составить 8,63 МПа, что гораздо меньше Рг.у.=11,1 МПа.Учитывая, что скв № 2077 подходит по остальным критериям для перевода на непрерывный газлифт и то, что значение коэффициента проуктивости получено расчетным путем, а не в результате промысловых исследований, предлагаем провести по этой скважине дополнительные промысловые исследования по определению коэффициента продуктивности.

Дальнейшие расчеты продолжим по скв № 415 для определения компоновки подземного оборудования скважин переводимых на непрерывный газлифт. Учитывая, что текущий дебит по скважине 415 составляет 55,52 м3/сут и высокое забойное давление Рзаб = 24,8 Мпа в дальнейших расчетах зададимся ожидаемым дебитом 200

м3/сут (для данной скважины).

2. В реальных промысловых условиях невозможно произвести точный замер газового фактора по каждой скважине, т.к. диапазон измерения сепарационных установок АГЗУ установленных на месторождении Жанажол не соответствует фактическому пределу измерения газосодержания. В дальшейших расчетах воспользуемся проектным газовым фактором для каждого объекта разработки. Поэтому предлагаем после перевода скважин на непрерывный газлифт испытывать скважины на нескольких режимах изменяя расход подаваемого газа метод АзНИИ ДН с целью уточнения оптимального удельного расхода газа.