МЕТОДИКА РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ ГАЗА В АТМОСФЕРУ ПРИ ПРОДУВКЕ СКВАЖИН

1. Предельно допустимое количество газа, выбрасываемого в атмосферу в результате технологических процессов продувок скважин, рассчитывают на основе геолого-технической информации о скважине и продуктивном пласте и указывают в технологическом регламенте на проведение определенных работ на скважине.

2. Объем газа, расходуемого на продувку скважин V_скв, м³, определяют суммированием расхода газа на продувку отдельной i-ой скважины на конкретном режиме и вычисляют по формуле:

   V_скв = SQ_сквi×t_i                                                (1)

где Q_сквi - дебит продуваемой i-й скважины по газу при заданном режиме, м³/сут;

t_i - продолжительность продувки i-й скважины при заданном режиме, сут.

Количество режимов при исследовании скважин и продолжительность работы на режимах должны соответствовать инструкции по исследованию скважин. Периодичность проведения исследований регламентирована проектным документом и рекомендациями по результатам авторского сопровождения разработки месторождения либо эксплуатации ПХГ.

3. Величина дебита газа, необходимого для проведения технологической операции, должна быть больше величины базового дебита, при которой потери давления в стволе скважины минимальны, а жидкость выносится с забоя по мере ее поступления из продуктивного пласта.

Величину базового дебита газа Q_баз, м³/сут, вычисляют по формуле

                                     (2)

где Fr* - комплексный критерий, характеризующий величину потерь давления в вертикальных трубах и учитывающий соотношения плотностей газа и жидкости и числа Фруда (для ориентировочных расчетов значение Fr* принимают равным 550, поскольку опытным путем установлено, что при Fr* = 550 потери давления минимальны);

- относительная плотность жидкости по воде (для оценочных расчетов );

d_вн - внутренний диаметр фонтанной колонны, м;

К_Ж - коэффициент, учитывающий дебит жидкости (для оценочных расчетов К_Ж = 1);

К_М - коэффициент, учитывающий корректировку критерия Fr* для условий конкретного месторождения (при суточном дебите жидкости менее 5000 кг принимается равным 1, более 5000 кг - равным 1,2);

r* - относительная плотность газа по воздуху (для оценочных расчетов r* = 0,56);

В² - комплексный коэффициент;

11,32×10⁶ - эмпирический коэффициент.

Комплексный критерий Fr* вычисляют по формуле:

Fr* = (Р/Р₀)×Fr,                                        (3)

где Р - давление газа, МПа;

Р₀ - атмосферное давление, МПа;

Fr - число Фруда.

Давление газа Р, МПа, вычисляют по формуле: 

Р = Р_пл - Р_депр,                                        (4)

где Р_пл - пластовое давление газа, МПа;

Р_депр - депрессия на пласт, МПа.

Число Фруда Fr вычисляют по формуле

Fr = v_cм/g×d,                                                         (5)

где v_cм - скорость движения потока смеси, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с².

d - диаметр трубы, м.

Комплексный коэффициент В² вычисляют по формуле

B² = Z×T/P,                   (6)

где Z - коэффициент сжимаемости газа (принимают равным 0,95);

Т - температура газа, К (принимают равной 303 К).

4. При удалении из скважины жидкости, исходя из условий фактического среднего давления по стволу скважины, площади проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, и величины базового дебита, продолжительность продувки скважины t_пр, сут, вычисляют по формуле

t_пр = L_скв×F×Р_ср/Q_баз×Р₀,                                       (7)

где L_скв - глубина скважины, м;

F - площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м²;

Р_ср - среднее по стволу скважины давление, МПа;

Q_баз - базовый дебит газа, м³/сут (вычисляют по формуле (2));

Р₀ - абсолютное атмосферное давление, МПа.

Среднее по стволу скважины давление Р_ср, МПа, вычисляют по формуле

Р_ср = (Р_заб + Р_у)/2,                                             (8)

где Р_заб - забойное давление, МПа;

Р_у - устьевое давление, МПа.

5 При удалении с забоя скважины механических примесей (например, содержащегося в жидкости песка) величину необходимого дебита газа устанавливают, исходя из увеличенной в 3 раза величины базового дебита, вычисленного по формуле (2), а вычисленную по формуле (7) величину продолжительности продувки скважины увеличивают в 2 раза.

6. Объем газа, расходуемого на продувку скважины, не оборудованной замерным устройством, V_np, м³, вычисляют по формуле:

                                      (9)

где d_св - диаметр свечи (головки скважины), через которую происходит продувка скважины, мм;

Р - абсолютное давление газа в свече при продувке, кг/см²;

t - продолжительность продувки, сут;

п - количество продувок;

r* - относительная плотность газа по воздуху;

Т - температура газа, К;

326 - эмпирический коэффициент.

7. Выделения газа через межколонные пространства скважины определяют путем измерения газовым счетчиком.

Пример - Определить валовый выброс природного газа при продувке скважины после капитального ремонта. Скважина не оборудована замерным устройством.

Исходные данные: Диаметр свечи d_св =100 мм. Давление газа в свече Р = 4 кгс/см². Температура газа Т = 293 К. Относительная плотность газа по воздуху r* = 0,62. Продолжительность продувки t = 0,25 сут. Количество продувок п = 5. Плотность газа r = 746 г/м³.

Решение: Расчет выброса природного газа при продувке скважины после капитального ремонта производят по формуле (9)

 тыс.м³/год.

Расчет валового выброса природного газа при продувке скважины после капитального ремонта производят по формуле (6)

M = V× p×10⁶= 1209400× 746× 10⁶ = 902,2 т/год.