книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие

Пусть фонтанная скважина работает в условиях, когда забойное давление больше давления насыщения (рзаб > Лас )■ Пластовое давление рпл = 283 кгс/см2; давление насыщения Рпас = 224 кгс/см2.

Требуется построить регулировочные кривые зависимости дебита нефти Q„, дебита газа Qr, газового фактора <?0, содержания песка 0 и депрессии Ар от диаметра штуцера, а также установить оптималь­ ный технологический режим фонтанирования.

Строим в прямоугольной системе координат на общем графике регулировочные кривые изменения дебита нефти, газа, газового фактора, процента содержания песка и депрессии в зависимости от

Рис. 51. Регулировочные кривые фонтанной скважины

диаметра штуцера (рис. 51). ;По этим кривым и устанавливается оптимальный режим работы скважины. Оптимальный режим работы

160

скважины должен обеспечить ограниченный вынос песка и получе­ ние максимально возможного дебита нефти при наименьшем газо­ вом факторе.

Рассматривая построенные регулировочные кривые, видим, что газовый фактор при всех режимах работы скважины изменяется незначительно, так как рзаб > рнас, а содержание в нефти песка резко (в 2 раза) возрастает при переходе с 4-мм на 5-мм штуцер. Таким образом, единственным критерием установления оптималь­ ного режима работы скважины является допускаемый вынос песка. С этой точки зрения оптимальным диаметром штуцера в данном случае будет d — 4 мм, что соответствует депрессии Ар = 33 кгс/см2. При этой депрессии значительно увеличивается межремонтный пе­ риод работы скважины и удлиняется срок службы подземного и на­ земного оборудования.

Основным методом борьбы с осложнениями, вызываемыми содер­ жанием песка в добываемой жидкости, является ограничение отбора жидкости из пласта путем создания на забое скважин оптимальной депрессии.

При рааб <^ pHat, особенно при режиме растворенного газа, с увеличением до определенного предела диаметра штуцера газовый фактор сначала снижается, а затем при дальнейшем увеличении диаметра штуцера начинает повышаться. В таких случаях оптималь­ ный режим следует устанавливать по минимальному газовому фактору.

При обводнении нефти пластовой водой до величины меньше 80% режим работы скважины и оптимальный дебит следует уста­ навливать с учетом допустимого процента обводнения.

Обычно опытным путем устанавливаются предельно допустимые нормы по всем факторам, ограничивающим дебит скважины (газ, вода, песок). Тогда режим работы скважины устанавливают с учетом совокупности этих показателей.

12. Определение расхода газа в газопроводе [23]

Задача 21

Расход газа замеряется стационарным самопишущим расходо­ мером ДП-430.

Дапо: диаметр газопровода D = 20 см; диаметр отверстия диа­ фрагмы d = 6 см; статическое давление в газопроводе р = 30 кгс/см2=

По табл. 5 находим К = 62,67 а ]/"-|г ] /^ ~ = 88,41, где Т и р

берутся для нормальных условий. После подстановки значения К формула (III.79) примет следующий вид:

<?r = 0,172d2] / ^ - =0,172.16* j/'Ц - =1200 м3/сут

внормальных условиях.

13.Определение в фонтанных скважинах потерь напора в подъемных трубах, давления на забое и к. п. д. подъемника

Задача 23

Скважина фонтанирует нефтью 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

спущены до верхних перфорационных отверстий; дебит скважины Q = 300 т/сут; рабочее давление на устье скважины при фонтаниро­

нефти рн = 0,87; кинематическая вязкость нефти при средней тем­ пературе в скважине 110° С ѵ = 0,1 см2/с.

162

а. Ф о н т а н и р о в а н и е по 62-мм п о д ъ е м н ы м т р у -

Режим турбулентный. Коэффициент гидравлических сопротив­ лений

а потому ими можно пренебречь.

Гидростатическое давление столба нефти в скважине

=-280l ö 0,87 = 244 кгс/см2.

Забойное давление

Рзаб = Рст~ЬРбуФ “ЬРтр = 244 -j-120 —J—11,6 = 375,6 кгс/см2 (36,8 МПа),

К. п. д. подъемника при фонтанировании по 62-мм колонне

Перепад давления на забое

Ар = —■=> — 25 кгс/см2.

Пластовое давление

Ліл = Рзаб+ Др = 375,6 + 25 •- 400,6 кгс/см2 (39,2 МПа).

Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность)

дебите и забойном давлении по 150-мм эксплуатационной колонне уменьшатся гидравлические сопротивления и повысится устьевое давление.

Re = 22,6 -15..= 3390.

0,1

Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопротив­ ления

0,3164 = 0,041.

1-3390

Устьевое давление

К. п. д. подъемника при фонтанировании по 150-мм эксплуата­ ционной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)

Из этого примера видно, что при фонтанировании скважины по эксплуатационной колонне вследствие уменьшения гидравлических сопротивлений буферное давление повышается на 11 кгс/см2, в ре­ зультате чего удлиняется период фонтанирования и создается воз­ можность увеличения депрессии и дебита скважины. Но практи­ чески 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.

14.Определение высоты столба нефти

вмежтрубном пространстве фонтанных скважин

(при рзаб <С Рнас)

164

Для проверки подставим это значение h r в исходную формулу:

1o~*?nftP I (L — hг) рц _

Мы получили тождество, что подтверждает правильность найден­ ного значения hT.

Высота столба нефти в межтрубыом пространстве будет

К = L - Лг = 1824-1610 = 214 м.

При больших утечках газа из межтрубного пространства погреш­ ности в определении hT и hn могут быть большие.

15.Расчет фонтанного подъемника по конечным

иначальным условиям фонтанирования

Задача 25

Данные по скважине: внутренний диаметр эксплуатационной колонны D = 0,15 м; подъемные трубы спущены до верхних отвер­ стий фильтра L = 2000 м; начальный дебит скважины Qn = 350т/сут;

Находим оптимальный диаметр подъемника по конечным усло­

п_ і 5 2,1 і 3 (р ін — Р ан )1,5

В этой формуле неизвестной величиной является давление на устье скважины в начале фонтанирования р 2н, которое может быть определено из формулы

166

Для облегчения нахождения р 2я можно воспользоваться графи­ ком (см. рис. 20), но для этого надо найти значение абсциссы:

Найденный диаметр подъемника не сможет пропустить более высокий начальный дебит скважины (Qn = 350 т/сут), а потому определим необходимый диаметр подъемника по начальным усло­ виям фонтанирования скважины из расчета его работы на макси­ мальном режиме:

dD„ — 62 мм или эквивалентный полученному по расчету нестандарт­ ному диаметру двухступенчатый подъемник из труб диаметром внизу 50,3 мм и вверху 62 мм. Такой подъемник не будет работать с макси­ мальным к. п. д. в конце фонтанирования, поэтому фонтанирова­ ние скважины прекратится несколько раньше.

Подъемник принятого диаметра может быть спущен в эксплуата­

диаметр, длину и потребный расход газа) по А. П. Крылову для скважины, работающей с ограниченным отбором жидкости.

ная плотность смеси нефти и газа между забоем и башмаком труб;

167

Допускаемый отбор нефти (дебит скважины)

<?доп = К Др = 8 • 12 = 96 т/сут.

Забойное давление при данном дебите

Рзаб= Рпл~ Ар = 50 —12 = 38 кгс/см2.

Так как забойное давление выше, чем рабочее, и поступления песка в скважину нет, длина подъемпика будет определяться не глубиной скважины, а располагаемым рабочим давлением по фор­ муле

р _ ң '10 (Рзаб ’-Рі)

Рем

где р х — давление у башмака подъемных труб в кгс/см2. Принимая потери напора на движение газа от компрессора до

башмака труб (по опытным данным) равными 4 кгс/см2, получим

рх = рр — 4 = 27,5 — 4 = 23,5 кгс/см2 (2,3 МПа).

Длина подъемника

L = 1320 - 10(3e ~ f3,5) = 1154 м.

0,871

Принимаем стандартные трубы внутренним диаметром d — 62 см.

ОптИіМальный полный удельный расход газа (включая собствен­ ный газ скважины) определяем по формуле [47]

168

Для ускорения и облегчения расчетов определим по тем же исходным данным диаметр подъемных труб и удельный расход газа по номограмме А. П. Крылова (см. рис. 21). Для этого надо знать: дебит скважины (Аоп = 96 т/сут; относительное погружение подъем­ ных труб £ = 0,225 (или 22,5%); абсолютное давление у башмака подъемника р 1 = 24,5 кгс/см2; приведенный динамический уровень, который определяется по формуле

Для определения диаметра подъемника проводим от точки 22,5 (процент погружения подъемных труб) на оси ординат первого квадранта горизонталь вправо, а из точки Q — 96 т/сут на оси абсцисс этого же квадранта вертикаль вверх. Пересечение этих линий определит диаметр подъемника d = 62 мм в условиях опти­ мального режима.

Для определения удельного расхода газа проводим из точки 22,5% на оси ординат первого квадранта горизонталь влево до пересечения с линией рбаш = 24,5 кгс/см2 во втором квадранте, после чего опускаем вертикаль до пересечения с линией h0 = 895 м в третьем квадранте. От точки пересечения ведем горизонталь вправо до линии, соответствующей условному диаметру труб d = 73 мм в четвертом квадранте, и, наконец, поднимаемся по вертикали вверх до пересечения с осью абсцисс, на которой находим удельный рас­

прямолинейный характер; допустимый удельный расход нагнетае­ мого газа составляет 400 м3/т; абсолютное давление на устье р 2 — = 2 кгс/см2.

Искомыми параметрами в данном случае будут размеры подъем­ ника (L и d), дебит скважины и расход газа.

Так как отбор жидкости не ограничен, то для получения наимень­ шего давления на забое скважины длину подъемника берем равной глубине скважины до верхних отверстий фильтра, т. е. L = Н —20 = - 900 м.

Полный удельный расход газа, допускаемый по условиям задачи,

#0 пол = R 0 наг + G0 = 400 + 75 = 475 м3/т.

Для определения давления у башмака, а следовательно, и у за­ боя воспользуемся графиком (см. рис. 18), выражающим зависимость между давлением у башмака и удельным расходом газа. Для этого

169