2.8.2. Пример расчета минимального забойного давления фонтанирования Задача 11

Определить минимальное забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины 2050 м; внутренний диаметр НКТ 62 мм; противодавление на устье 0,7 МПа; давление насыщения 9,64 МПа; газовый фактор 84,4 м³/т; плотность пластовой нефти ρн пл = 780 кг/м³; плотность дегазированной нефти ρнд = 848 кг/м³; обводненность продукции nв = 32%; плотность пластовой воды ρв = 1140 кг/м³; азот в попутном газе отсутствует.

Примечание. При решении задачи использовать условие фонтанирования (4).

Решение

1. Определим коэффициент растворимости по (11)

.

2. Трудно ожидать, что минимальное забойное давление для заданных условий будет меньше давления насыщения, поэтому при расчетах используем неравенство (4). Определим эффективный газовый фактор

3. Длина газожидкостиого подъемника определяется выражением (5). Оценим среднюю плотность нефти по соотношению (8)

4. Далее рассчитаем среднюю плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника, используя массовую обводненность продукции по формуле (7)

5. Определяем вспомогательную величину h, входящую в (6)

6. По формуле (6) находим максимальную длину газожидкостного подъемника

7. Далее рассчитаем плотность жидкости по формуле (10)

8. Минимальное забойной давление фонтанирования найдем по (9)

Итак, в данных условиях скважины, оборудованные НКТ с внутренним диаметром 62 мм и обводненные на 32 %, прекратят фонтанирование при снижении забойного давления до 15 Мпа и менее.

2.8.3. Контрольные вопросы по практическому занятию

1. Какое условие должно выполняться, чтобы скважина могла фонтанировать?

2. Какие технологические параметры пластовой смеси и скважины необходимо знать, чтобы определить минимальное забойное давление фонтанирования?

3. В чем принципиальное отличие при выборе режима работы газожидкостного подъемника для газлифтной и фонтанной скважины?

3. Гидродинамический расчет движения газожидкостной смеси в колонне поъемных труб нефтяных скважин

Введение

Решение ряда задач добычи нефти, а именно - определение рационального способа извлечения нефти на поверхность, определение режима эксплуатации скважин, выбор необходимого оборудования для его обеспечения требует гидродинамического расчета движения многофазной продукции в колонне подъемных труб, целью которого является построение зависимости (профиля) давления в работающей скважине Р = f (Н).

3.1. Последовательность гидродинамического расчета движения гжс в скважине

1. Подготавливаем исходные данные:

Параметры, характеризующие режим скважины:
	- дебит скважины по жидкости в стандартных условиях, м3/сут;
	-массовая и объемная обводненность продукции;
	- давление на устье либо на забое, МПА;
Тпл	-температура пласта, о К;
	- геотермический градиент, о К / м;
	- глубина скважины, м;
Н	- глубина спуска колонны НКТ, м;
	- угол отклонения ствола от вертикали, градусы;
	- внутренний диаметр колонны НКТ, м;
	- внутренний диаметр колонны НКТ, м.

Исходные данные, характеризующие свойства нефти, воды и газа:
	- плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3;
	- динамическая вязкость нефти в стандартных условиях, мПА*с;
	- давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа;
Г	- газонасыщенность пластовой нефти (газовый фактор), приведенная к нормальным условиям, м3/м3;
	- плотность газа при нормальных условиях, кг/м3 ;
	- плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3 ;
с	- концентрация солей в воде, г/л;
	- молярные доли азота и метана в газе, доли.

2. Разбиваем общий диапазон изменения давления (Рнас - Ру) на равные интервалы DР, величина которых должна быть равна

Число интервалов определяем по формуле:

Получим ряд давлений в сечениях колонны ниже устья:

3. Рассчитываем температурный градиент потока:

где - средний геотермический градиент скважины ( ^о К / м );

- температура нейтрального слоя, ^о К ;

- глубина залегания нейтрального слоя, м ;

- дебит скважины по жидкости в м³/с.

При неизвестных температуре и глубине залегания нейтрального слоя величину среднего геотермического градиента скважины ориентировочно можно найти по приближенной формуле:

Далее рассчитывают температуру на устье:

4. Определяем температуру потока Т i, соответствующую заданным давлениям Р i по формуле:

5. Определяем физические свойства газа, нефти, воды и смеси при соответствующих условиях в каждом сечении ( Рi, Тi ) по формулам расчета процесса разгазирования нефти (смотрите задачи главы 1)

6. Рассчитываем расходные параметры газожидкостного потока Qжi и Vгi при соответствующих Рi, Тi в каждом сечении:

- объемный коэффициент нефти;

- удельный объем выделившегося из нефти газа, приведенный к нормальным условиям.

7. Вычисляем приведенные скорости жидкой, газовой фаз и ГЖС по формулам (в каждом сечении) :

8. Вычисляем градиент давления (dР/dH) в точке устья, т.е. Н = 0, Р = Ру, Т = Ту, а затем градиенты (dP/dH) i в каждом сечении с условиями Р i, Т i . Общее уравнение имеет вид:

9. Рассчитываем величины, обратные градиентам давления (dH/dP)у и (dP/dH)i .

10. Вычисляем длину участков колонны подъемных труб, на которых движется смесь в диапазоне давлений от Р i-1 до Р i . Интеграл вычисляем по формуле прямоугольников.

при этом (dH/dP)о = (dH/dP)у.

Длины Н i, соответствующие давлениям Р i будут:

При получим

полная длина газожидкостного участка в скважине.

11. По результатам расчета строят профиль давления Р i (H i) на участке движения ГЖС.

12. Если Lc > Lгжс , то Рзаб > Рнас и дальнейший расчет делается для однофазного потока (жидкости):

Для расчета Рзаб можно использовать :

- относительная шероховатость ;

- абсолютная шероховатость труб НКТ, для новых труб равна 0,000014 м.