Практическое занятие № 5. Определение скорости продвижения водонефтяного контакта и диаметра подъемных труб. Расчет простого газопровода

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач для определения скорости продвижения водонефтяного контакта и диаметра подъемных труб. Расчет простого газопровода.

План практического занятия.

План занятия и порядок его проведения заключается в следующем:

- цель практического занятия;

- краткое описание теоретической части;

- решение задач;

- результаты вычислений задач;

- письменные ответы на вопросы самоконтроля.

Краткие теоретические сведения.

При разработке нефтяных и газовых месторождений значи­тельные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления (ППД), что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Поддержание давления закачкой воды в пласт в зависимости от размера площади месторождения может осуществляться двумя способами: 1) для небольших месторождений- путем закачки воды в нагнетальные скважины, расположенные за контуром нефтеносности, 2) для больших месторождение залежь «разрезается» рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные площади (внутриконтурное заводнение).

Для ППД в залежь можно на­гнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (- 85 %), пресных (- 10 %) и ливневых (- 5 %) вод.

Природные и сточные воды могут содержать примеси орга­нического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидроза­кись Fe(OH)₂ и гидроокись Fe(OH)₃ железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.

Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащие­ся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать не­желательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количе­стве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разруше­нию трубопроводы, аппараты и оборудование.

Сероводород вместе с углекислым газом может присутство­вать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пле­нок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным ком­понентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.

Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также мо­жет стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO₄ с метаном может образовываться сероводород.

Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, пред­назначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.

Задачи для самостоятельного решения.

Задача 11. Нефтяной пласт работает при водонапорном режиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т.е. при условии .

Плотность пластовой нефти , воды. Давление на буфере закрытой скважины (приQ=0) . Угол падения пласта.

Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном и горизонтальномнаправлениях, а также по простиранию пласта, если черезt = 50 мес. давление на буфере закрытой скважины понизилось до .

Скорости продвижения контура в указанных направлениях определяются по следующим формулам:

, (м/мес);

, (м/мес);

, (м/мес.)

Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины путем замеров глубинным манометром, то при (т.е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины.

Задача 12. Дебит газовой скважины ; забойное давление; пластовая температураТ = 305 K. Требуется определить диаметр подъемных труб.

При номинальной скорости газового потока в подъемных трубах 10 , которая обеспечивает вынос воды, конденсата и механических примесей, диаметр фонтанных труб находят по формуле

, см,

где Q – дебит скважины, тыс. (в нормальных условиях);

Т – пластовая температура, K; - забойное давление,Па;

z – коэффициент сжимаемости газа, принимаем z = 1.

Подставляя значения величин в формулу, находим внутренний диаметр труб.

Принимаем по ГОСТ 3845-75 трубы с условным диаметром 73 мм. В случае, если вследствие изменения условий притока газа к скважине эти трубы не обеспечат получение заданного дебита, а также в целях уменьшения гидравлических потерь на трение, можно применить одновременную эксплуатацию скважины по фонтанным трубам и затрубному пространству.

Задача 13. Рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера, если дебит скважины Q=250∙10³ м³/сут., а давление на устье р_у=9 МПа.

Диаметр штуцера определяется по формуле

где μ – коэффициент расхода, равный 0,96.

Подставив, данные в формулу найдем диаметр штуцера d.

Вопросы для самостоятельного контроля.

1. Как определить скорость продвижения водонефтяного контакта к скважине в вертикальном и горизонтальномнаправлениях?

2. Как определить диаметр подъемных труб.

3. Как рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера, если дебит скважины Q=250∙10³ м³/сут., а давление на устье р_у=9 МПа.