Методика расчет выбросов газа в атмосферу при продувке скважин (к приказу Министерства природных ресурсов, экологии и технического надзора Кыргызской Республики)

(к приказу Министерства природных ресурсов, экологии и технического надзора Кыргызской Республики от 25 февраля 2026 года № 01-01/50)

Приложение 20

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 Vскв, м3, определяют суммированием расхода газа на продувку отдельной i-ой скважины на конкретном режиме и вычисляют по формуле:

Vскв = SQсквi×ti (1)

где Qсквi - дебит продуваемой i-й скважины по газу при заданном режиме, м3/сут; ti - 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 Qбаз, 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 );

dвн - внутренний диаметр фонтанной колонны, м; КЖ - коэффициент, учитывающий дебит жидкости (для оценочных расчетов КЖ = 1); КМ - 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 = Рпл - Рдепр, (4)

где Рпл - пластовое давление газа, МПа; Рдепр - депрессия на пласт, МПа. Число Фруда Fr вычисляют по формуле Fr = vcм/g×d, (5)

где vcм - 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 tпр, сут, вычисляют по формуле

tпр = Lскв×F×Рср/Qбаз×Р0, (7)

где Lскв - глубина скважины, м; F - площадь проходного сечения канала, по которому движется поток газа с жидкостью, м2; Рср - среднее по стволу скважины давление, МПа; Qбаз - базовый дебит газа, м3/сут (вычисляют по формуле (2)); Р0 - абсолютное атмосферное давление, МПа. Среднее по стволу скважины давление Рср, МПа, вычисляют по формуле Рср = (Рзаб + Ру)/2, (8)

где Рзаб - забойное давление, МПа; Ру - 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, Vnp, м3, вычисляют по формуле:

(9)

где dсв - 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 dсв =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.