2.4 Задача № 4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВИЙ И МИНИМАЛЬНОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ

Теоретические положения.

Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающим из пласта, и удельным расходом газа, необходимого для работы газожидкостного подъемника (газлифта), принцип подъема которого заключается в уменьшении плотности среды в подъемных трубах.

Эффективный газовый фактор Г_эф - средний объем свободного газа, на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящаяся на единицу массы жидкости. Удельные расходы газа R_oпт определяют по оптимальным режимом работы газожидкостного подъемника.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы Г_эф > R_oпт.

Г_эф =(1-n_в÷100)· [V_гв (Р_б) + V_гв (Р_у)] ÷ 2, (4.1)

где V_гв (Р_б) и V_гв (Р_у) - объемы свободного газа, который приходится на единицу массы жидкости при давлении около башмака и на устье подъемника, а n_в -массовая заводненость, Р_у-давление на устье, необходимое для транспортировки нефти от устья скважины до пункта сбора и подготовки, Па.

а) если забойное давление Р_заб меньше давления насыщения нефти газом Р_нас, условия фонтанирования:

(4.2)

где Г - газовый фактор, м³/т,

α - коэффициент растворимости газа в нефти, Па^-1;

ρ_н (ρ_ж) - плотность нефти (жидкости), кг/м³,

d – внутренний диаметр фонтанных труб, мм,

Н - длина колонны НКТ, м.

б) если Р_заб > Р_нас, то условия фонтанирования.

(4.3)

где Н - длина подъемника (расстояние от устья до пересечения с давлением насыщения), Р_нас - давление насыщения - начало отделения газа из нефти.

Не учитывая трения однофазного потока получим:

,м (4.4)

где L - глубина скважины.

Р_заб=(L- Н)·ρ_ж·g+Р_нас, МПа (4.5)

Решение задачи

Определить минимальное забойное давление фонтанирования, если глубина скважины 1750м внутренний d НКТ 62 мм, противодавление на устье 0,4 мПа, давление насыщения 8,65 мПа, газовый фактор 56,4 м³/т, густота пластовой нефти ρ_{н пл} = 760 кг/м³ плотность дегазированный нефти ρ_нд= 860 кг/м³, заводненость продукции n_в=10%, плотность пластовой воды ρ_в=1180 кг/м³, азот в попутном газе отсутствует.

1. Определим коэффициент растворимости газа в нефти:

мПа^-1 (4.6)

мПа^-1

2. Определим эффективный газовый фактор (случай б):

(4.7)

При уменьшении Р_заб, длина газо-жидкостного подъемника увеличивается и определяется Н = L - (Р_заб- Р_нас)/ρ_жg, что ведет к росту расходов газа, и когда он станет равным Г_эф фонтанирования закончится. Расчет формулы (4.1) при граничных условиях в отношении Н, получим:

,м, (4.9)

Где

м

ρ_ж - средняя плотность жидкости на длине газожидкостной подъемника,

h - высота столба нефти с неотделенным газом, г.

Определим среднюю плотность нефти:

кг/м³, (4.10)

кг/м³

Определим среднюю плотность заводненой нефти на длине газожидкостной подъемника:

кг/м³ (4.11)

Определим максимальную длину газожидкостной подъемника

(глубина спуска НКТ):

м

Определим минимальный забойный давление фонтанирования (по формуле 4.5):

Р_{заб min}= P_нас +(L-Н_таа)·ρ_жg , (4.12)

Р_{заб min}=9,0+(1880-1429)·879,625·9,8=25,6 мПа

где (4.13)

кг/м³

Вывод: скважина оборудованная НКТ d 62 мм с заводненостью 10% прекратит фонтанирования при снижении Р_заб до 11 -11,5 мПа.

Таблица 4 - Данные для определения минимального забойного давления фонтанирования нефть

№ п/п	Глубина скважины, L, м	Внутренний диаметр НКТ, d, мм	Противодавление на устье, Ру, мПа	Давление насыщенности Рнас­, мПа	Газовый фактор, Г, м3/т	Густота пластовой нефти, ρнпл, кг/м3	Густота дегазированной нефти, ρнд, кг/м3	Заводненость продукции, nв, %	Густота пластовой воды ρв, кг/м3
15	1880	55	0,44	9,0	62	755	870	15	1260