Патенты автора Коц Евгений Валерьевич (RU)

Изобретение относится к способу газоконденсатных исследований скважин. Способ газоконденсатных исследований скважин используют для определения исходных и текущих газоконденсатных характеристик разрабатываемых залежей. Скважины одной кустовой площадки группируют. Отдельные группы скважин включают в себя скважины одного эксплуатационного объекта разработки. На первом режиме исследований все скважины группы работают в исследовательскую линию. На последующих режимах исследований выполняют поочередный перевод потока добываемой смеси скважин группы на работу в газосборный коллектор. Скважины группы работают в газосборный коллектор до стабилизации фазового равновесия в пластовой системе. Затем скважины переключают в исследовательскую линию. Дебит каждой скважины задают с помощью регулирующего устройства. Проводят газоконденсатные исследования скважин на каждом режиме. Газоконденсатные исследования проводят до накопления в сепараторах объемов газового конденсата и попутной воды, достаточных для определения их дебита и отбора проб. После завершения исследований на всех режимах составляют и решают систему уравнений материального баланса газоконденсатных потоков. Рассчитывают газоконденсатные характеристики каждой скважины группы. Технический результат заключается в сокращении времени газоконденсатных исследований. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое. Способ эксплуатации скважины содержит следующие последовательные стадии. Сначала производят удаление жидкостной и песчаной пробок путем дозированной подачи пенообразователя на забой скважины. Пенообразователь закачивают в затрубное пространство на устье скважины без спуска дополнительных трубок на забой в количестве, рассчитанном по следующему математическому выражению: Мпо=mудπR2(L+(Pпл-ΔPг-Pу)/(cos(α)ρжg)), где Мпо - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания всей жидкости, накопленной в скважине, кг; mуд - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания 1 м3 жидких примесей в скважине, кг/м3; R - внутренний радиус эксплуатационной колонны скважины, м; L - длина скважины от нижнего края лифтовой колонны до текущего забоя, м; Pпл - пластовое давление, приведенное к нижнему краю лифтовой колонны, Па; ΔPг - перепад давления, обусловленный весом столба газа в скважине, может быть рассчитан по барометрической формуле, Па; Ру - давление на устье скважины, Па; α - угол отклонения ствола скважины от вертикали, град; ρж - плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2. Затем запускают скважину в работу с расходом газа, обеспечивающим вынос примесей из скважины на установку утилизации ее продукции. После снижения концентрации примесей в газовом потоке до допустимых значений скважину переводят в работу на газовый промысел. Стабильный режим скважины обеспечивается путем постоянной подачи пенообразователя с расходом, рассчитываемым по следующему математическому выражению: Qпо =mуд(qв+ qк), где Qпо - расход пенообразователя, необходимый для поддержания стабильной работы скважины, кг/сут; mуд - количество пенообразователя, необходимое для вспенивания 1 м3 жидкости в скважине, кг/м3; qв - расход жидких примесей, поступающих в скважину из пласта, м3/сут; qк - расход жидких примесей, конденсирующихся из паровой фазы в газовом потоке при его движении по лифтовой колонне, м3/сут. Предлагаемый способ позволяет эффективно удалять жидкостные и песчаные пробки с забоя скважины и обеспечивает ее дальнейшую работу без накопления жидкости. 1 ил., 1пр.

 


Наверх