1202
.pdfV. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ПОДЪЕМНЫХ ТРУБАХ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН, ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ И К. П. Д. ПОДЪЕМНИКА
Задача 38. Скважина фонтанирует за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в подъемных трубах.
Требуется определить гидравлические потери напора, забойное давление и к. п. д. подъемника при фонтанировании по подъемным трубам и по эксплуатационной колонне.
Исходные данные: глубина скважины Н = 2900 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D — 150 мм; подъемные трубы с внутренним диаметром d = 62 мм спущены до верхних перфорационных отверстий; дебит скважины Q = 320 т/сут; рабо чее давление на устье скважины при фонтанировании по 62-мм трубам ру = 11,5 МПа; коэффициент продуктивности скважины К — ПО т/сут-МПа; плотность нефти р = 860 кг/м3 (0,86 т/м3); кинематическая вязкость нефти при средней температуре в сква жине 383 К v = 10-10~° м2/с.
Фонтанирование по 62-мм подъемным трубам
Средняя скорость движения нефти
Q |
320-4 |
™*а ОС/1П ~ |
0,86-3,14-0,0622- 86 400 = 1,43 м/с. |
р — 86 400 |
|
Критерий Рейнольдса
Re = vHd/v = 1,43 ■0,062/10 •10"e = 8860.
Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопроти вления
0,3164 |
0,3164 |
0,0327. |
4 __ |
88600,25 |
|
VRe |
||
|
71
Гидравлические потери напора при движении нефти в 62-мм колонне труб
Ргр |
^ |
4а- = 0,0327 |
2900-1,432 |
860 |
2 |
0,062 |
= 1,34-10® Па = 1,34 МПа.
Гидростатическое давление столба нефти в скважине
Per = PgH = 860-9,81-2900 = 24,5-10® Па = 24,5 МПа.
Потери скоростного напора при vu = 1,43 м/с ничтожно малы, поэтому ими пренебрегаем.
Забойное давление
Ря— Ртр И- Per “Г Ру — 1 >34 -Г 24,5 -Г 11,5 — 37,34 МПа.
К. п. д. подъемника при фонтанировании по 62-мм колонне
11 = |
= |
0,0327-1,432 |
= ° ’95- |
|
2ga |
2 -9,81 -0,062 |
|
|
|
|
|
Перепад давления |
на забое |
|
|
Ар = |
Q/K = 320/110-10-6 = 2,91 |
10® Па = 2,91 МПа. |
Пластовое давление
рпл= р 3 + Ар = 37,34 + 2,91 = 4 0 ,2 5 МПа.
Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность)
'Побщ = Рст/Рпл = 24,5/40,25 = 0,61.
Фонтанирование по 150-мм эксплуатационной колонне
При фонтанировании скважины при том же дебите и забойном давлении по 150-мм эксплуатационной колонне уменьшатся гидра влические сопротивления и повысится устьевое давление.
Средняя скорость движения нефти
vu= 320 •4/0,86 •3,14 - 0,152•86 400 = 0,244 м/с.
Критерий Рейнольдса
Re = 0,244 •0,15/10 •10 '6 = 3660.
Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопро тивления
I = 0,3164/36600'25 = 0,0407.
72
У с т ь е в о е д а в л е н и е |
|
|||
Ру |
Рз |
Рст |
Р гр |
|
— |
07 ол |
пл с |
0,0407-2900- 0,2442-860 |
= 12,64 МПа. |
о/,с54 |
24,0 |
0,15-2-10“ |
К. п. д. подъемника при фонтанировании по 150-мм эксплуата ционной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)
----- 1----------- |
__ л QQ9 |
0.0407-0.2442
2-9,81-0,15
Из рассмотренного примера видно, что при фонтанировании по эксплуатационной колонне вследствие уменьшения гидравли ческих сопротивлений буферное давление повышается на 1,14 МПа, в результате чего удлиняется период фонтанирования и создается возможность увеличения депрессии и дебита скважины. Но прак тически это возможно только в частном случае, когда для освоения скважины не требуется спускать фонтанные трубы (из-за высокого пластового давления в условиях водонапорного режима), отсут ствует вынос песка и забойное давление больше давления насыще ния нефти газом.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ СТОЛБА НЕФТИ В МЕЖТРУБНОМ
ПРОСТРАНСТВЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН (при р 3 < рнас)
Задача 39. В фонтанных скважинах при р3 < рнас газ попадает
вмежтрубное пространство, где находится под давлением, часто близким к давлению у башмака рбаш. В таких случаях столб нефти
вмежтрубном пространстве постепенно оттесняется до башмака. Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, то забойное давление можно определить по формуле
Рз Р баш Phfi |
(V.1) |
где рм — избыточное (манометрическое) давление на устье |
меж |
трубного пространства, Па; е — основание натурального |
лога |
рифма; рг<от — относительная плотность газа; L — длина колонны подъемных труб, м.
При негерметичности подъемных труб (плохое свинчивание, трещины, растяжение резьбового соединения при большом весе труб и т. д.) газ частично проникает из межтрубного пространства в подъемные трубы. Этот газ совершает меньшую работу, чем газ, поступающий в подъемник через башмак.
При установившемся движении нефти в подъемных трубах давление у башмака подъемника уравновешивается в межтрубном пространстве суммой давления на устье рм и давлений от веса
73
столба газа hr и столба нефти hH. В этом случае забойное давление можно определить по формуле
п |
п |
_ „ |
оЛ + |
Р„ g ( H - К), Па, |
(V.2) |
Р з |
Р баш |
гм е |
|
|
|
где hr — высота столба |
газа, м; |
р — плотность нефти, кг/м3. |
|||
Определив рбаш глубинным манометром, можно |
приближенно |
найти высоту столбов газа hr и нефти httв межтрубном пространстве. По формуле (V.2), преобразуя ее, найдем графическим методом
высоту столба газа в межтрубном пространстве скважины. |
Если |
||||||
МПа |
Рз |
= |
Рбаш = |
6,63 МПа; |
рм = |
||
|
- |
4 |
МПа; |
|
рг = 1; |
рн = |
|
|
= |
848 кг/м3; L |
= |
1824 |
м, то |
||
|
имеем |
|
|
|
|
||
|
|
|
я |
|
1,2-10_4Л_ |
|
|
|
|
4 -1 06 •2,718 |
|
г = |
|||
|
|
= |
6,63* 10"6 — |
|
|||
|
|
— 848-9,81 (1824 — /ir). |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
(V.3) |
|
|
Обозначим |
левую |
часть |
|||
|
равенства (V.3) через фх, а |
||||||
|
правую — через |
ф2. |
Зада |
||||
|
ваясь |
для |
hr |
значениями |
|||
Рис. V.I. График для определения высоты |
1500, |
1600 и 1700 м, находим |
|||||
столба газа в межтрубном пространстве |
соответствующие |
им |
значе |
||||
фонтанной скважины |
ния (рх и ф2 и строим график |
||||||
|
(рис. V.1). Точка пересечения |
||||||
линий фх и ф2 на графике и определит высоту столба газа в |
меж |
||||||
трубном пространстве hr = 1610 м. |
|
|
|
|
|
|
|
Для проверки подставим это значение hr в исходную формулу
(v -2): |
|
|
6 .6 3 - |
106 = |
4 - Ю6-2,7181,210"4'1 1610 + 848-9,81 (1824 - 1610). |
Вычисляя, |
получим тождество |
|
6 .63 - |
106 = |
6,63-10е. |
Это подтверждает правильность найденного значения hr. Высота столба нефти в межтрубном пространстве будет
hH= L — hr = |
1824 - |
1610 = |
214 м. |
При больших |
утечках |
газа |
из межтрубного пространства по |
грешности определения hr и /i,, могут быть большими.
3.РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА (при р 3 > р„ас)
Известно, что продолжительность периода фонтанирования скважины зависит не только от применяемых методов поддержа ния пластового давления, но и от конструкции и размеров фон-
74
тайного подъемника. Подъемник должен обеспечить длительный оптимальный дебит нефти при минимальном удельном расходе энергии. К сожалению, различные рекомендуемые методы расчета подъемника далеко не всегда удовлетворяют данному требованию. Это в основном объясняется тем, что параметры работы фонтанных скважин на разных месторождениях СССР изменяются в широком диапазоне. Например, скважины сильно отличаются по величи нам дебита, газового фактора, коэффициента растворимости газа, давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефтей, начального и конечного давления и температуры и т. д. С целью создания универсальной методики расчета смоделировать и иссле довать работу фонтанного подъемника по всем названным пара метрам в лабораторных условиях практически невозможно. По этому А. 3. Истомин создал расчетную методику на основе обобще ния данных исследования большого количества различных по параметрам работы фонтанных скважин 16 крупных нефтяных
месторождений |
страны. |
|
|
|||
В результате рекомендована следующая формула: |
||||||
Ар |
/ |
160 |
|
1.8 |
2 |
|
|
l + M K W + l ) 2 2 ^ - J, |
|||||
L ~ ~ |
g ( с3 + i |
+ Ю^а + 2 ' Рн |
||||
|
||||||
|
|
|
|
|
(V.4) |
|
где Ар = |
рн — Ру/Рн — |
давление насыщения нефти газом, Па; |
||||
ру — давление |
на |
устье |
скважины, Па; L — длина расчетного |
участка подъемника, где движется двухфазная газонефтяная смесь, м; а — коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3 X X Па); g — ускорение свободного падения, м/с2; d — диаметр подъемника, м; Хс — коэффициент гидравлического трения газо нефтяной смеси, который можно определить по формулам разных авторов; сп — скорость движения нефти в фонтанном подъемнике (м/с), приведенная к нормальным условиям, которая определяется
из равенства сн = Q JF , |
где F — площадь проходного сечения |
||
подъемника, м2; QH— объемная скорость движения нефти, м3/с. |
|||
Она равна QH= Q/10_3pH, |
где Q — дебит нефти, т/сут; р — плот |
||
ность нефти в нормальных условиях, кг/м3. Следовательно, |
|||
|
10®Q |
(V.5) |
|
Cfl |
86 400Рр ’ М/С' |
||
|
Формула (V.4) пригодна для непосредственных расчетов. Задаваясь, например, рядом различных дебитов при разном фикси рованном диаметре подъемника или наоборот, можно быстро вычислить Ap/L, а следовательно, L при известном Ар. Затем в целях нахождения оптимального диаметра подъемника рекомен дуется применить графоаналитический способ, о чем будет ска зано ниже при решении задачи.
Задана 40. Рассчитать фонтанный подъемник для скважины, если дебит нефти Q = 300 т/сут, рил = 17 МПа, рпас = 9,65 МПа,
75
ру = 0,3 МПа, а = 0,75* 10"5 м3/м3-Па, р = 860 кг/м3, динами ческая вязкость нефти в условиях подъемника р = 1,12 мПа*с, глубина спуска фонтанных труб Н = 2067 м, коэффициент про дуктивности скважины К = 3,5 т/сут-МПа.
Для определения оптимального диаметра фонтанного подъем ника применим графоаналитический способ. Вначале зададимся внутренним диаметром подъемника d = 50,3 мм и дебитом нефти QH= 150 т/сут. Для этого случая определим приведенную ско рость движения нефти в подъемнике по формуле (V.5)
10М 50 |
1 по |
, |
С11 — 86 400-0,00198-860 : |
1,U^ |
М/С> |
Коэффициент гидравлического трения газонефтяной смеси А,с можно определить по формулам различных авторов. В данном случае мы его определим по полученной А. 3. Истоминым простой эмпирической формуле
К = |
С„ + 0 ,5 |
+ (0,015 - |
103<х)1/ШУ, |
(V.6) |
||
|
|
|
|
|
|
|
. |
__ |
0,0165 |
|
|
|
|
с _ |
1,022/3 + |
0,5 + |
|
|
|
|
- |
(0,015 - |
10°-7,5- 10-с) У Ю3- 1,12- Ю"3 = 0,0184. |
||||
По формуле (V.4) определим потери напора на длине подъем |
||||||
ника, |
равной одному |
метру, |
|
|||
Др |
|
160 |
1 + |
1,8 |
X |
|
L |
|
|
1,02я + |
105- 0,75-10-5 + 2 |
||
|
|
|
|
|
|
1,022 |
|
jl |
-[- 0,0184 [10го-(0,75 -10"5)2 -|- I]22-9,81-0,0503 |
||||
= |
6 ,5 8 -103 Па/м. |
|
|
|
||
Далее, задаваясь при этом же диаметре |
подъемника дебитами |
200, 250, 300, 350 и 400 т/сут, соответственно получим величины Др/L равными 6,44; 6,46; 6,59; 6,79 и 7,06 кПа/м.
Аналогичный расчет выполним для 62-мм труб при дебитах от 200 до 600 т/сут (через каждые 100 т/сут). В этом случае удель ные перепады давлений соответственно равны 6,64; 6,37; 6,35;
6,50 и 6,74 кПа/м. |
|
По полученным данным построим |
две кривые, откладывая |
на графике по оси абсцисс величины Q, |
а по оси ординат значе |
76
ния Ap!L (рис. V.2). Кривые имеют точки минимума, которые соответствуют Ap/L, равным 6,43 и 6,34 кПа/м при дебитах 225 и 370 т/сут соответственно. Кривые такого типа можно было бы построить и для труб других диаметров, но в нашей задаче необ ходимости в этом нет.
Кривые на рис. V.2 наглядно характеризуют пропускную способность фонтанных труб применительно к данной газонефтя ной смеси. Они показывают, что с ростом скорости смеси суммар ные потери напора в подъемнике вначале уменьшаются, достигают
своего |
минимума, |
а затем |
на |
|
A p /L , кПа/м |
|
|||||||
чинают |
увеличиваться. |
|
Такое |
|
|
||||||||
|
|
|
|
||||||||||
специфическое |
изменение |
|
сум |
|
|
|
|||||||
марных |
потерь |
напора, объяс |
|
|
|
||||||||
нимое изменением их составля |
|
|
|
||||||||||
ющих, |
|
означает, |
|
что |
одному |
|
|
|
|||||
и тому же градиенту давления |
|
|
|
||||||||||
соответствуют |
два |
разных |
де |
|
|
|
|||||||
бита. |
Очевидно, |
диаметр |
подъ |
|
|
|
|||||||
емника |
следует |
считать |
опти |
|
|
|
|||||||
мальным |
в |
том |
случае, |
|
если |
|
|
|
|||||
дебит |
скважины |
соответствует |
|
|
|
||||||||
участку кривой несколько пра |
|
|
|
||||||||||
вее точки минимума, где кривая |
|
|
|
||||||||||
начинает |
резко |
|
подниматься. |
|
|
|
|||||||
Следовательно, |
для дебита по |
|
|
|
|||||||||
рядка |
450 |
т/сут |
|
оптимальный |
|
|
|
||||||
диаметр |
подъемника d = 62 мм, |
Рис. V.2. График зависимости градиен |
|||||||||||
а для дебита порядка 290 т/сут— |
та давления от дебита скважины. |
|
|||||||||||
d = 50,3 мм, что |
почти |
|
соот |
|
Подъемник d, мм: 1 — 50,3;2 — 62 |
|
|||||||
ветствует |
условиям задачи |
(см. |
|
|
|
||||||||
рис. V.2, кривая 1). Теперь, пользуясь этой кривой, определим |
|||||||||||||
градиент |
при |
оптимальном режиме работы подъемника Ap!L |
= |
||||||||||
= 6,57 кПа/м, откуда определим длину участка подъемника, |
|||||||||||||
занятого двухфазной нефтегазовой смесью, |
|
||||||||||||
L — |
Рнас |
Р у |
|
(9,65 — 0,3) 10° |
= |
1420 м. |
|
||||||
|
|
6,57 -103 |
|
6,57 -103 |
|
|
|
||||||
Таким образом, высота однофазного столба нефти в нижней |
|||||||||||||
части |
подъемника |
будет |
|
|
|
|
|
||||||
I = Н - |
L = |
2067 - |
1420 = 647 м. |
|
|||||||||
Перепады давлений на участках подъемника равны. |
|
||||||||||||
1. |
|
|
Однофазное |
движение. |
Потери давления на этом |
участке |
|||||||
определим по известной формуле Дарси — Вейсбаха |
|
||||||||||||
д />= Рн^ |
|
+ |
|
|
|
|
|
(V,7) |
77
где рн — плотность нефти |
в |
условиях |
подъемника, |
равная |
793 кг/м3; Хн — коэффициент |
гидравлического трения |
нефти, |
||
определенный по Блазиусу, |
равен 0,019; |
сн — средняя |
скорость |
движения однофазной нефти, которая равна 2,21 м/с, определена по формуле (V.5).
Следовательно, имеем по формуле (V.7):
Д/>, = |
793-9,81-647 (1 + |
0,019 2.9 |
) = 5,5-10» Па. |
2. Двухфазное движение |
|
|
|
Ари = |
рнас - ру = (9,65 - |
0,3) 10° = |
9 ,3 5 -106 Па. |
Забойное давление определится как сумма
ра = Арх- f ДРи + ру = (5,5 + 9,35 + 0,3) 106 = 15,15-106 Па.
Получилось р3 > ртс, что соответствует нашему условию. Депрессия в пласте
Ар' = (17 — 15,15)-106 = 1,85 МПа.
Очевидно, что при такой депрессии и заданном коэффициенте продуктивности К приток нефти из пласта к забою скважины будет обеспечен с избытком.
4. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ПО КОНЕЧНЫМ
ИНАЧАЛЬНЫМ УСЛОВИЯМ ФОНТАНИРОВАНИЯ
Задача 41. Исходные данные: внутренний диаметр эксплуата ционной колонны D = 0,15 м; подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра; L = 2000 м; начальный дебит сква
жины QH= 350 т/сут; конечный |
дебит скважины QK = 90 т/сут; |
|
начальный газовый фактор GH= |
500 м3/т; абсолютное начальное |
|
забойное давление (давление у башмака) р1н = |
15 МПа; абсолют |
|
ное конечное забойное давление |
рг к = 12,5 |
МПа; абсолютное |
конечное давление на устье р2к = |
0,5 МПа; плотность нефти р = |
= 900 кг/м3. Требуется определить оптимальный диаметр фонтан ного подъемника.
При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремиться к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтани рования.
Для этого находим оптимальный диаметр подъемника по конеч ным условиям фонтанирования скважины по формуле А. П. Кры
лова: |
|
|
|
|
|
|
|
d = 188 У |
- |
1к |
P-L |
У |
— , |
Qf L--------г , мм, |
(V.8) |
' |
Р |
P i к |
У |
P g L |
— (р1к — р2к) |
|
где обозначения и размерности соответствуют указанным в усло вии задачи.
7 8
Подставляя в формулу (V.8) значения входящих величин, получим
900-2000 |
-|3/ ' |
90-9,81-2000 |
_ |
(12,5 — 0,5)10° |
V 900-9,81-2000 — (12,5 — 0,5) 10° ~ |
= 48,8 мм.
Принимаем ближайший стандартный d = 50,3 мм.
Р»2, МПа
8
6
4
3
2
1,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
О,* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,2 |
0,4 |
0,8 1,0 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
10 |
14 |
20 |
30 |
50 |
(3,88/3 L2/ CL0'5 0)10 6
Рис. V.3. График для определения давления на устье фон танного подъемника
Проверяем найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность по формуле
п |
15,2-10 8d3 (Pm— Ргн)*’5 |
?/\т ач |
Чш ах— |
0.5 г 1.5 |
* |
В этой формуле (V.9) неизвестная величина — давление на устье скважины в начале фонтанирования р2н, которое можно определить из выражения
3,88pL2
(V.10)
d°’SGH
Для облегчения нахождения р2и можно воспользоваться графиком (рис. V.3), но для этого надо найти значение абсциссы:
3,88pL2 3,88-900-20002
d°'5GH |
50,30-5 - 500 |
а , У 4 - 1 и . |
79
По |
этому графику находим абсолютное давление на устье |
р211 = |
5,8 МПа, при забойном давлении в начале фонтанирования |
р1н = |
15 МПа. |
Находим максимальную пропускную способность подъемника диаметром 50,3 мм по формуле (V.9)
гаях |
15,2-10~8-50,33 |
[(15 — 5,8)- 10°]а = 208 т/сут. |
|
Q |
9000,5 |
-20001,5 |
|
л |
|||
|
|
Найденный диаметр подъемника не может пропустить более высокий начальный дебит скважины (QH= 350 т/сут), а поэтому следует определить необходимый диаметр подъемника по началь ным условиям фонтанирования скважины из расчета его работы на максимальном режиме, используя формулу
Следовательно,
d = 1 8 8 ] / (15J ° Qg)1Q-G-]/ '350-9000,5 = 6 0 ,5 мм.
В |
этом случае можно принять одноступенчатый подъемник |
с d = |
62 мм или эквивалентный полученному расчетом с нестан |
дартным диаметром двухступенчатый подъемник из труб с диа метром в нижней части 50,3 мм и в верхней — 62 мм. Такой подъ емник не будет работать с максимальным к. п. д. в конце фонтани рования, поэтому фонтанирование скважины прекратится не сколько раньше.
Подъемник принятого диаметра можно спустить в эксплуата ционную колонну D = 0 ,1 5 м, так как d < 0,5D (dmp = 73 мм).
5. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ СПУСКА ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ ПРИ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Задача 42. Исходя из условий прочности насосно-компрессор ных труб на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовомсоединении- и на внутреннее давление, определить максимальную глубину спуска ступенчатой колонны гладких насосно-компрессорных: труб’ из стали группы прочности Д для фонтанирующей скважины, имеющей диаметр обсадной колонны D = 0,15 м. Возбуждение скважины намечается осуществить мето дом постепенного снижения плотности жидкости. Колонна должна состоять из труб наружным диаметром 60, 73 и 89 мм.
При’ расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидко сти, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во время работы" скважины может быть оттеснен до башмака колонны труб или находиться вблизи него.
8 0