Многофазный поток в скважинах

падения давления в трубопроводе. В главе 4 были рассмотрены различные методы прогно­ зирования. Как было установлено, на основе разных методов можно получить совершенно различные значения объема добычи. Ошибки прогнозирования объема добычи могут быть обусловлены различными причинами, например, эмпирическим характером расчета свойств флюидов. Следовательно, довольно часто при выборе наиболее подходящего и точного метода прогнозирования градиента давления лучше всего опираться на опыт и анализ непосредствен­ но промысловых данных. Данный пример демонстрирует несоответствие результатов расчета падения давления в нефтяной скважине, вырабатывающей попутно газ и воду. На рис. 6.18 изображены кривые градиента давления (профили давления), рассчитанные с помощью разных методов.

Рис. 6.18. Кривые градиента давления, построенные с использованием различных методов

Входные данные. Входные данные представлены в таблице 6.14.

Решение. На рис. 6.18 изображены профили давления для нефтяной скважины глуби­ ной 2 990 м, когда попутно добывается вода и газ. Значения гидродинамического забойного давления, полученные разными методами, варьируются в пределах от 154 до 200 бар. Меньшее значение было получено методом Оркижевского, а большее —методами Азиза и др. и Мукерджи и Брилла. Несоответствие результатов составляет 30%. Метод Анзари и др. основан на механистическом моделировании вертикального восходящего потока и приводит к результатам, которые на 5% отличаются от результатов прогнозирования по методу Беггза и Брилла. Метод

Таблица 6.14. Входные данные для примера 6.9

Оркижевского [28] Беггза и Брилла [29] Мукерджи и Брилла [30] Азиза и др. [31]

* Параметр чувствительности

Беггза и Брилла в свою очередь основан на эмпирическом подходе. Методы прогнозирова­ ния падения давления в насосно-компрессорной колонне по методу Оркижевского и Хагедорна и Брауна приводят к менее значительным градиентам давления и, следовательно, к получению более высоких результатов прогнозирования нефтедобычи по сравнению с остальными мето­ дами. Применяя анализ системы добычи для скважины, рассматриваемой в данном примере, можно сказать, что использование методов Мукерджи и Брилла, Азиза и др., Анзари и др., Беггза и Брилла приводит к получению достаточно точных результатов расчета объема добычи, в то время как методы Оркижевского и Хагедорна дают завышенные результаты.

Пример 6.10. Влияние уровня обводненности на эффективность системы добычи.

В данном примере рассматривается типичная зависимость объема добычи от уровня об­ водненности в нефтяном пласте. Из скважины добываются нефть, вода и газ. При квалифици­ рованном подходе к рассматриваемой проблеме возможно правильно провести анализ системы добычи, выделяя обводненность в качестве параметра чувствительности.

Входные данные. Входные данные представлены в таблице 6.15.

Решение, На рис. 6.19А изображен системный граф, который состоит из нескольких кри­ вых притока, соответствующих разным уровням обводненности. Для каждого уровня обводнен­ ности точка пересечения кривой притока с графиком зависимости дебита от забойного давления соответствует объему добычи. По мере увеличения обводненности градиент давления в тру­ бопроводе растет вследствие разницы плотностей нефти и воды, а также уменьшения объема растворенного в смеси флюидов газа. На рис. 6.19В изображен график зависимости дебита нефти от уровня обводненности, из которого следует, что добыча нефти также падает с ростом уровня обводненности. При высокой обводненности может возникнуть и другая проблема, связанная с образованием водонефтяных эмульсий в насосно-компрессорной колонне, что по­ вышает вязкость смеси и может еще более снизить нефтедобычу. Чтобы преодолеть данные проблемы, применяют подходящие методы механизированной добычи.

Входные данные. Входные данные представлены в таблице 6.17.

Решение. На системном графе (рис. 6.21 А) изображено несколько кривых притока, соот­ ветствующих разным внутренним диаметрам штуцера. Из рис. 6.21В следует, что чем болыД6 диаметр штуцера, тем выше темп добычи.

Пример 6.13. Влияние газожидкостного фактора на эффективность системы добычи. Газо­ жидкостный фактор однозначно влияет на продуктивность нефтяной скважины. Данный пример демонстрирует подобную зависимость, а также знакомит читателей с практическим примене­ нием теории многофазного потока к проектированию механизированной добычи, в частности, газлифта.

Входные данные. Входные данные представлены в таблице 6.18.

Решение. На рис. 6.22А изображен системный граф, демонстрирующий зависимость уровня добычи от газожидкостного фактора. Увеличение газожидкостного фактора приводит к уменьшению гидростатического градиента и плотности смеси флюидов в трубопроводе. П° мере падения давления в направлении потока сжимаемая газовая фаза расширяется и набирает скорость, что приводит к увеличению скорости всей смеси и росту потерь давления на тренИе в трубопроводе. Таким образом, рост газожидкостного фактора приводит не только к умеНь' шению гидростатического градиента, но и к увеличению составляющей градиента давления по трению. При увеличении газожидкостного фактора существует некий порог, превышен*16 которого приводит к преобладанию роста составляющей градиента по трению над уменыЛе' нием гидростатического градиента. Данный порог часто называют точкой инверсии градиен^

Рис. 6.20В. Зависимость продуктивности горизонтальной скважины от вертикальной проница­ емости пласта

Таблица 6.17. Входные данные для примера 6.12

Рис. 6.21 А. Системный граф, демонстрирующий чувствительность к внутреннему диаметру устьевого штуцера

Рис. 6.21В. Зависимость дебита от внутреннего диаметра штуцера

в данном примере он составляет 124,6 м3газа/м3жидкости. Из рис. 6.22В следует, что инвер­ сия градиента приводит к тому, что график зависимости дебита жидкости от газожидкостного фактора имеет куполообразную форму. В нашем случае максимальный дебит жидкости состав­ ляет 156 м3/сутки при оптимальном газожидкостном факторе, равном 124,6 м3газа/м3жидкости.

До начала механизированной добычи данная скважина работала при газожидкостном фак­ торе, равном 31 м3газа/м3жидкости. Если в насосно-компрессорную трубу закачивать газ при максимально низкой точке входа, можно повысить газожидкостный фактор. Чтобы достичь оп­ тимальной добычи жидкости (156 м3/сутки), необходимо повысить значение газожидкостного фактора до 124,6 м3газа/м3жидкости. В этом и состоит основной принцип работы газлифта.

6.5.Механизированная добыча

Впредыдущем разделе было введено понятие механизированной добычи, осно­ ванной на принципах анализа системы добычи. В данном разделе рассматривается практическое применение принципов расчета многофазного потока к методам проек­ тирования механизированной добычи. Как было показано на примерах предыдущего раздела, введение элементов механизированной добычи позволяет управлять на си­ стемных графах кривыми градиента давления в трубопроводе при заданном значении

Рис. 6.22А. Системный граф, демонстрирующий чувствительность к газожидкостному фактору

Газожидкостный фактор, 124,6 м:*газа/мл жидкости

Рис. 6.22В. Зависимость дебита от газожидкостного фактора, используемая для проектирования газлифта и оптимизации притока

ния на величину А рритр, равную разнице между входным и выходным давлениями насоса. Когда насос нагнетает в трубопровод флюид со скоростью qQ при заданном значении выходного давления, смесь флюидов движется по направлению к поверх­ ности при установленном устьевом давлении р ^ . Для построения кривой градиента давления в трубопроводе при известных проектных значениях дебита qQ и устьевого давления pwh можно воспользоваться одной из существующих моделей двухфазного потока (см. пример 6.9).

Рис. 6.23. Профиль давления для скважины, оборудованной погружными бесштанговыми насо­ сами

Давление,бар

Рис. 6.24. Профиль давления для скважины, оборудованной газлифтом

6.5.2. Газлифт

Проектирование газлифта проводится на основе исследования чувствительно­ сти дебита к газожидкостному фактору, что было продемонстрировано в приме­ ре 6.13 (обратимся к рис. 6.22В, где оптимальный газожидкостный фактор составлял 124,6 м3газа/м3жидкости, а соответствующий дебит — 156 м3 при устьевом давлении 6,89 бар). Газлифт способствует насыщению столба жидкости нагнетаемым газом, что позволяет поднимать жидкость на поверхность при проектном устьевом давлении.