Теоретичні положення.

Умови фонтанування визначаються співвідношенням між ефективним газовим фактором суміши, яка надходить з пласта, і питомими витратами газу, необхідного для роботи газорідкістного підйомника (газліфта), принцип підйому котрого полягає у зменшенні густини середовища в підйомних трубах.

Ефективний газовий фактор Г_еф – середній об’єм вільного газу, на ділянці НКТ, де рухається газорідкісна суміш, що приходиться на одиницю маси рідини. Питомі витрати газу R_опт визначають за оптимальним режимом роботи газо-рідкістного підйомника.

Для фонтанування свердловини необхідно, щоб Г_еф ≥ R_опт.

(4.1)

де V_гв(Р_б) і V_гв (Р_у) – об’єми вільного газу, який приходиться на одиницю маси рідини при тиску біля башмака і на усті підйомника, а n_в - масова зводненість, Р_у – тиск на усті, необхідний для транспортування нафти від устя свердловини до пункта сбору і підготовки, Па.

а) якщо вибійний тиск Р_виб менший за тиск насичення нафти газом Р_нас, умови фонтанування:

, (4.2)

де Г – газовий фактор, м³/т,

α – коефіцієнт розчинності газу у нафті, Па^-1;

ρ_н (ρ_ж) – густина нафти (рідини), кг/м³,

d – внутрішній діаметр фонтанних труб, мм,

Н – довжина колони НКТ, м.

б) якщо Р_виб>Р_нас, то умови фонтанування.

, (4.3)

де Н – довжина підйомника (відстань від устя до перетину з тиском насичення), Р_нас - тиск насичення – початок відокремлення газу з нафти.

Не враховуючи тертя однофазного потока отримаємо:

м (4.4)

де L – глибина свердловини.

, МПа (4.5)

Приклад розв’язання задачі.

Визначити мінімальний вибійний тиск фонтанування, якщо глибина свердловини 1750м, внутрішній d НКТ 62 мм, противотиск на усті 0,4 мПа, тиск насичення 8,65 мПа, газовий фактор 56,4 м³/т, густина пластової нафти ρ _{н пл} = 760 кг/м³, густина дегазованої нафти ρ_нд = 860 кг/м³, зводненість продукції n _в = 10%, густина пластової води ρ_в = 1180 кг/м³, азот у супутньому газі відсутній.

1. Визначимо коефіцієнт розчинності газу у нафті:

(4.6)

2. Визначимо ефективний газовий фактор (випадок б):

м³/т (4.7)

При зменшенні Р_виб, довжина газово-рідинного підйомника збільшується і визначається Н = L – (P_виб – Р_нас)/ρ_жg, що веде до роста витрат газу, і коли він стане рівним Г_еф, фонтанування закінчеться. Розрахунок формули (4.1) за граничних умовах відносно Н, отримаємо:

Н _max = 0,5 [ h + ], м, (4.8)

Де 4,9)

ρ_ж – середня густина рідини на довжині газорідинного підйомника, h – висота стовба нафти з невідокремленим газом, м.

Визначимо середню густину нафти:

ρ_{н cр} кг/м³. (4.10)

Визначимо середню густину зводненої нафти на довжині газорідинного підйомника:

(4.11)

Визначимо максимальну довжину газорідинного підйомника (глибина спуску НКТ):

м

Визначимо мінімальний вибійний тиск фонтанування (за формулою 4.5):

(4.12)

де (4.13)

Висновок: свердловина устаткована НКТ d 62 мм із зводненістю 10% припинить фонтанування при зниженні Р_виб до 11 – 25,01 мПа.

Завдання № 5

Вариант№16

ВИЗНАЧЕННЯ ТИСКУ БІЛЯ БАШМАКА ФОНТАННОГО ЛИФТА

Розрахувати тиск біля башмака (кінця підйомних труб) фонтанного лифта, а також вибійний тиск, якщо дебіт рідини Q_ж=26,27 м³/сут, об’ємна зводненність n_o = 0,0845, внутрішній діаметр свердловини D_св=0,1503 м, внутрішній діаметр НКТ d_вн=0,0503м, густина дегазованої нафти ρ_нд=852 кг/м³, густина води, що видобувається ρ_в=1190 кг/м³, глибина свердловини L_c=1700м, глибина спуску НКТ Н_н=1580м, тиск в затрубному просторі Р_затр = 0, висота динамічного рівня Н_дин = 120м, тиск біля башмака лифта Р_б=11,9 мПа.

Зміна тиску в інтервалі башмак лифта – вибій.

Глибина, Н, м	1580	1680	1700
Тиск, Р, мПа	11,9	12,8	13,05

1. Розрахуємо занурення башмака лифта під динамічний рівень:

h_п = Н_н – Н_дин = 1580 – 280 = 1400м. (5.1)

2. Розрахунок середньої густини нафти в затрубному просторі, так як тиск у башмака Р_б=11,9 мПа більше тиску насичення Р_нас=9 мПа, то вільного газу в затрубному просторі не буде ρ _{н затр} = (ρ_нп +ρ_нд)/2. ρ_нп=804 кг/м³, ν_н = 3,3 10^-6 м²/с, в_н = 1,16 тому, ρ _{н затр} = (810 + 804)/2 = 807 кг/м³.

3. Розрахуємо тиск біля башмака лифту по форулі:

мПа (5.2)

4. Розрахунок об’ємної витратної зводненності при тиску Р_б>Р_нас, попередньо визначивши дебіт нафти:

(5.3)

Тоді об’ємна витратна зводненність рівна (при в_в=1):

(5.4)

5. Визначаємо число Рейнольдса для нафти:

, (5.5)

де ט_н – кінематична в’язкість нафти в пластових умовах, м²/с,

в_н – об’ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення_.

6. Визначимо необхідну глибину спуска колонн НКТ:

(5.6)

де Н_н΄ – необхідна глибина спуска колонни НКТ, м; D_св – внутрішній діаметр свердловини (D_св =0,1503), м.

7. Перевіряємо виконання умов:

а) для зводнених свердловин умови повного виносу води з інтервалу вибій – прийом. Re_н = 838,6< Re_{н пр} (1600), б) Н_н (фактична глибина спуска НКТ) = 1580>Н_н΄ (необхідна глибина спуска НКТ = 1528,9) Н_н < Н_н΄ – умова неповного виносу води.

8. Розрахуємо нафтовміст при умові повного виносу води:

φ_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 Re) = 0,9.

φ_н = (0,9433 + 35,4 10^-6 763) = 0,89. (5.7)

9. Визначимо густину водонафтової суміши при повному виносі води (вибій – приймач):

(5.8)

10. Тому, що різниця між глибинами спуску ліфта і свердловини складає 120 м, на цьому інтервалі густина водонафтової суміші не змінюється (Р_б>Р_нас), розрахуємо вибійний тиск:

(5.9)

Фактично виміряний пластовий тиск 13,05 мПа (похибка 1,5%). Критерій Рейнольдса – визначає співвідношення між силами інерції і силами в’язкого тертя в рухливій рідині або газі, тобто при Re <Re_крит вірний закон Дарсі (Q = К_ф ΔНF/Δl), ні – нелінійний закон.

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. Підручник. –

Київ: ІСДО, 1995. – 496 с.

2. Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Основи гірничого виробництва. Підруч-

ник. – Київ: Українська книга, 2000. – 360 с.

3. Возний В.Р., Якименко Я.Я., Фем’як Я.М., Овецький С.О. Основи гірни-

чого виробництва: Лабораторний практикум. – Івано – Франківськ: Факел,

2002. – 79 с.

4. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хра-

нение газа. – Москва: Недра, 1984. – 487с.

5. Аренс В. Ж. Основы геотехнологий. М: Недра, 1988.

6. Бобрицький Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышлен-

ности. - М: Недра, 1988.

7. Глоба В.М., Венгерцев Ю.О. Спорудження нафтобаз і газосховищ. - Ки-

їв, 1999.

8. Ю.П. Шубін. Технологія розробки родовищ нафти і газу: Консп. лек-

цій. / Ю.П. Шубін. – Алчевськ: ДонДТУ, 2008. – 52 с.

14