книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

Пользуясь графиком (рис. 7.2) определяем коэффициент продук­ тивности, соответствующий найденной обводненности, а затем де­ бит скважины по жидкости и нефти для р33б и пв. При расчетах по (7.10) и (7.12) необходимо знать диаметр подъемника, который нам неизвестен. Учитывая, что в указанных формулах диаметр находится в степени 0,5 и расчетные параметры от него зависят незначительно, зададимся его значением: d = 62 мм.

Определим дебит скважины в безводный период ее эксплуата­ ции при минимальном допустимом забойном давлении

фонтанировать при рзабтт определим по (7.10)

100-620'5(6,9 — 0,5) 106 lg (6,9/0,5)[73,6 — 103(6,96-10_ 6/860) х

Коэффициент растворимости газа определяем следующим образом:

а = / ’Рнд/[103(Рнас—0,1)■10в]=73,6-860/[ 10®(9,2-0,1)-10«]=6,96 МПа-1.

Колонну НКТ предполагается спускать до верхних отверстий перфорации, поэтому при рзаб < риас длина лифта равна длине колонны НКТ и практически равна глубине скважины, т. е. давле­ ние на башмаке лифта равно забойному.

По рис. 7.2 определяем относительный коэффициент продуктив­ ности при обводненности 38 %* К = 0,54. Дебит по жидкости най­

=67 т/сут.

Сростом обводненности продукции фонтанирование скважины будет возможно лишь при увеличении давления на башмаке подъем­ ника. Поэтому на следующем этапе расчета задаемся большим дав­ лением у башмака (и на забое скважины), определяем максимально возможную обводненность при фонтанировании с этим давлением, рассчитываем дебит скважины по жидкости и нефти (табл. 7.1, рис. 7.3).

151

Т а б л и ц а 7.1. Изменение параметров работы скважины

Параметр

1. С увеличением давления на башмаке подъемника дебит сква­ жины будет изменяться не только за счет изменения коэффициента продуктивности вследствие ее обводнения, но и в связи с умень­

равна длине колонны НКТ и в нашем случае практически равна глубине скважины.

длиной подъемника Я, которая будет меньше длины НКТ. Дав­ ление на башмаке будет постоянным и равным р„ас. Для примера приведем расчет режима, параметры которого даны в предпоследнем

Забойное давление найдем по (7.5)

Рзаб = рнас + Ржg (L - //)= 9 ,2 + 1038 • 9,81 (1100-1050)- Ю~в=9,71 МПа,

где глубина скважины L = 1100 м, а плотность жидкости определим по (7.7)

Рж = Рн (1 — Яв/100) + Рв«в/Ю0 =

= 815-0,269+ 1120-0,731 = 1038 кг/м3.

Рис. 7 . 3 Зависимость минимального за­ бойного давления фонтанирования и де­ бита скважины от обводненности продук­ ции

152

По рис. 7.2 определяем относительный коэффициент продуктив­ ности К = 0,48 при пв = 73,1 %. Найдем дебигы скважины по жидкости и нефти:

Рж = КК (Рпл - Рзаб) = 42,5- 0,48 (1 1 ,6 -9 ,7 1 )= 38,6 т/сут, Он = 0Ж(1 — Лв/ЮО) = 38,6-0,269 = 10,4 т/сут.

Определенный дебит по нефти практически равен предельному для фонтанной эксплуатации скважин на этой залежи. Поэтому характеристики этого режима примем за условия конца фонтани­ рования и по (7.11) найдем диаметр подъемника

Согласно методике расчета газожидкостного подъемника не­ обходимо взять стандартные трубы ближайшего меньшего диаметра. Исходя из того, что глубины скважин на данном месторождении

на максимальном режиме. Определим дебит скважины из условия совместной работы системы газожидкостной подъемник — пласт при

Подъемник с внутренним диаметром, определенным из условий конца фонтанирования, не обеспечивает планируемый отбор в на­ чале фонтанирования.

Определим диаметр подъемника из условий начала фонтаниро­ вания при работе его на максимальном режиме

Индекс н означает, что соответствующие параметры относятся к условиям начала фонтанирования. Принимая за давление на баш­ маке подъемника минимальное забойное, а также минимально воз­ можное давление на устье, рассчитаем диаметр

dH= 186У 1100/[(6,9 — 0,5)• 106] у / 200-8150,5 = 43,6 мм.

153

Спускаем в скважину колонну НКТ с ближайшим большим стандартным внутренним диаметром d = 50,3 мм. Устанавливаем запланированный дебит, подбирая диаметр штуцера.

Для оценки влияния диаметра подъемника на условия фонта­ нирования определим по (7.10) и (7.12) максимальную обводненность продукции при различных забойных давлениях для выбранного диаметра подъемника d = 50,3 мм (см. табл. 7.1, нижняя строка).

ГРАФИЧЕСКИЙ СПОСОБ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН [24]

Для расчета фонтанных скважин необходимо располагать ря­ дом номограмм типа представленной на рис. 7.4. построенных для труб различного диаметра при разных обводненностях продукции. Параметром кривых является дебит жидкости. В условиях эксплуа­ тации месторождений с поддержанием пластового давления газо­ вый фактор не зависит от дебита скважины. Кривые р — f (Н) рассчитывают по одной из методик, рассмотренных в гл. 5.

Располагая зависимостями р = / (Н) строят характеристические кривые подъемника — изменение давления на башмаке подъем­ ника от его дебита при фиксированных давлениях на устье (рис. 7.5). Для данного месторождения строят характеристические кривые для диаметров труб, которые предполагают использовать при его разработке. Помимо диаметра, кривые зависят от длины подъем­ ника. Глубина скважин на месторождении может быть различной. Чтобы избежать большого числа построений, длина подъемника Н

верхних отверстий фильтра. В более глубоких скважинах при рассмотрении совместной работы пласта и подъемника пластовое и забойное давления приводят к уровню Н.

Рис. 7.4. Распределение Рис. 7.5. Характеристические кривые давления по длине колонны газожидкостного подъемника НКТ при различных деби­ тах скважины

154

Характеристические кривые подъемника приведены на рис. 7.5. для трех устьевых давлений, метод их построения пояснен на рис. 7.4 для устьевого давления ру1. Зная давления на устье и имея кривую распределения давления при дебите Qlt определяют давление на башмаке подъемника рб1, отстоящем от устья на расстоянии Н (см. рис. 7.4). По координатам Qx и Рбх на рис. 7.5 находят точку /. Затем на рис. 7.4 находят давление на башмаке Рб2 Д ля дебита Q2 и наносят точку 2 на рис. 7.5. Таким же образом на рис. 7.5 строят точки для дебитов Q3, Q4, Q5. Соединяя точки, получают характеристическую кривую подъемника при давлении на устье ру1. Подобные характеристические кривые строят при различных устьевых давлениях для подъемников разного диа­ метра.

З а д а ч а 7.6. Определить внутренний диаметр колонны НКТ для эксплуатации фонтанным способом скважины, пробуренной на залежь, со следующими промысловыми характеристиками: глу­ бина залегания продуктивного пласта 1700 м; пластовое давление 16 МПа; плотность дегазированной нефти 867 кг/м3; пластовой 783 кг/м3; плотность попутной воды 1000 кг/м3; давление насыще­ ния 8,25 МПа; газовый фактор 40 м3/м3; плотность газа 1,13 кг/м3; минимальное давление на устье 0,5 МПа; максимально допустимая депрессия при эксплуатации скважин Артзх = 4,5 МПа. Коэффи­ циент продуктивности скважины 30 т/(сут МПа).

Р е ш е н и е . Для условий данной залежи по обобщенным за­ висимостям В. Г. Трона были построены кривые изменения давле­ ния вдоль лифтов с внутренним диаметром труб 50,3; 62 и 76 мм в широком диапазоне изменения дебитов.

Располагая кривыми р = f (Н) и воспользовавшись методикой, описанной выше, строим характеристические кривые (рис. 7.6) зависимости давления на башмаке подъемника от его дебита для различных диаметров НКТ и минимального устьевого давления 0,5 МПа (при построении принято Н = L = 1700 м), а также инди­ каторные кривые продуктивного пласта. Для этого на оси ординат

теристические кривые для диаметров подъемника 50,3 и 62 м. Точки пересечения на восходящей ветви характеристических кривых сое­ диняем с точкой пластового давления на оси ординат, получая ин­ дикаторные линии пласта. По графику определяем коэффициенты продуктивности индикаторных прямых К '= 115/4,5 = 25,5 т/(сутх хМПа); К " = 265/4,5 = 81 т/(сут-МПа).

Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожид­ костного подъемника.’ При заданных депрессии и устьевом давле­ нии чем больше коэффициент продуктивности скважины К, тем больше нужно брать диаметр колонны НКТ для отбора продукции скважины.

155

= 30 т/(сут-МПа), т. е. больше, чем К'. При совместной работе пласта и подъемника с диаметром 50,3 мм в нашей скважине макси­ мально допустимая депрессии не будет достигнута. Следовательно, нужно выбрать следующий стандартный диаметр — 62 мм. Для скважины, у которых К > К " , нужно брать диаметр НКТ 76 мм. Если коэффициент продуктивности пробуренной на данную залежь скважины окажется меньше К ’, в нее лучше спустить колонну НКТ диаметром 50,3 мм.

З а д а ч а 7.7. Для фонтанной скважины, диаметр колонны НКТ которой подобран в предыдущей задаче, требуется установить

строены (рис. 7.7) характеристические кривые газожидкостного подъемника диаметром 62 мм, который спущен в скважину, при различных давлениях на устье. На этот же график накладываем индикаторную линию нашей скважины К = 30 т/(сут-МПа).

Определим максимально допустимый отбор

Qo = КДршах = 30-4,5 = 135 т/сут.

Этому дебиту на индикаторной линии соответствует точка А — точка совместной работы пласта и подъемника при ру0 = 0,82 МПа. Давление ру0 определяем интерполяцией.

Итак, чтобы обеспечивать из скважины планируемый отбор, необходимо поддерживать давление на устье 0,82 МПа.

3 а д а ч'а 7.8. Определить предельные условия фонтанирова­ ния для скважины, эксплуатирующей залежь, со'следующими про­ мысловыми характеристиками:'5глубина залегания продуктивного пласта 1700 м; пластовое давление 14 МПа; плотность дегазирован­ ной нефти 860 кг/м3, пластовой 800 кг/м3; плотность воды 1180 кг/м3, давление насыщения 8,92 МПа; газовый’фактор 47 м3/м3; плотность

156

газа 1,38 кг/м3; минимальное давление на устье 0,3 МПа. Залежь разрабатывается

о70 ьоп^л с поддержанием пластового давления на

уровне 14 МПа, зависимость коэффициента продуктивности от обводненности представлена на рис. 7.8. Вну­ тренний диаметр фонтанных труб, находящихся в скважине, 62 мм.

Р е ш е н и е . Для условий залежи (девон Ромашкинского ме­ сторождения) А. А. Брискманом по методике ВНИИ были построены кривые изменения давления вдоль подъемника для труб различного диаметра, для различных дебитов скважин и обводненности про­ дукции.

Пользуясь зависимостями р = / (Я), на рис. 7.9 построены ха­ рактеристические кривые для подъемника диаметром 62 мм, устье­ вого давления 0,3 МПа и различной обводненности, а также ин­ дикаторная линия при лв = 0 % для К = 100 т/(сут-МПа) и р„„ = 14 МПа. Точка пересечения индикаторной линии с характе­ ристической кривой подъемника при нулевой обводненности по­ зволяет определить режим фонтанирования необводненной сква­ жины: Рзаб = 11,12 МПа и Q = 288 т/сут.

Далее на графике (см. рис. 7.9) строят индикаторные линии для "различной обводненности продукции, используя зависимость К =

Рис. 7.9. Определение предельных условий фонтанирования (цифры на кри­ вых — обводненность, %)

167

= / (пв) (см. рис. 7.8), и определяют характеристики режима ра­ боты фонтанной скважины при различных пв. Полученные данные

приведены ниже.

Как видно из графика (см. рис. 7.9), при обводненности 50 % индикаторная линия не пересекает характеристическую кривую подъемника, т. е. фонтанирование при этой обводненности невоз­ можно. Но скважина фонтанирует при лв = 40 %. Следовательно, предельная обводненность фонтанной скважины находится между ними. Интерполяцией определяем, что фонтанирование прекра­ щается при пв = 42,5 %. При этой обводненности К = = 60 т/(сут-МПа) (см. рис. 7.8), забойное давление 13,17 МПа, де­ бит по жидкости 50 т/сут, дебит по нефти QH= 29 т/сут.

Газлифтный способ эксплуатации скважин — механизирован* ный способ добычи с использованием для подъема на поверхность пластовой жидкости энергии вводимого в скважину компримиро­ ванного газа.

Важной особенностью газлифтного способа является широкий диапазон возможных подач, что позволяет его использовать для эксплуатации скважин как с низкими (менее 40 м3/сут), так и вы­ сокими дебитами (до 1600 м3/сут), а также скважин с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления на­ сыщения.

В зависимости от конкретных условий месторождения и геолого­ технических характеристик скважин применяют непрерывный и пе­ риодический газлифтные способы эксплуатации. В первом случае газ непрерывно вводят на заранее установленной глубине в подъем­ ную колонну. Во втором газ подают периодически, по мере накоп­ ления определенного объема жидкости в подъемных трубах выше запланированного места ввода газа. Решение о возможности при­ менения непрерывного или периодического газлифта в малодебит­ ных скважинах (Q» ст< — 40 м3/сут) зависит главным образом от двух факторов:

рационального использования газа, т. е. обеспечения нормаль­ ной работы скважины при минимальном удельном расходе газа R r\ определения рациональной депрессии на пласт во избежание

разрушения его.

158

Для эксплуатации скважин газлифтным способом использу­ ют несколько типов газлифтных установок, выбор которых опре­ деляют конкретные условия (ха­ рактер ввода газа, свойства поднимаемой жидкости, состоя­ ние призабойной зоны, забойное давление и т. д.). Основные эле­ менты используемого при этом скважинного оборудования сле­ дующие: насосно-компрессорные трубы, газлифтные клапаны, скважинные камеры, пакеры (рис. 8.1).

Колонну | подъемных труб, снабженную скважинными каме­ рами с расположенными в них газлифтными клапанами (пуско­

выми и рабочим), устанавливают в эксплуатационной колонне на пакере. Тем самым исключают влияние нагнетаемого газа на приток жидкости в скважину, а также нежелательный в ряде случаев (силь­ ная коррозионная активность) контакт пластовой жидкости с эксплуа­ тационной колонной, при этом уменьшаются растягивающие нагрузки от веса НКТ. Сжатый газ подают по нагнетательной линии с установ­ ленным на ней штуцером в затрубное пространство и вводят в

подъемные трубы через рабочий клапан. В подъемных трубах пла­ стовая жидкость и нагнетаемый газ, образуя газожидкостную си­ стему, поднимаются на поверхность.

При расчете газлифтной установки непрерывного действия опре­ деляют следующие параметры ее работы: диаметр подъемной ко­ лонны (если он неизвестен) DT; удельный расход нагнетаемого газа Rr, глубину точки ввода газа в подъемную колонну # вг; давление в подъемной колонне на уровне точки ввода в нее газа рвг; глубины установки газлифтных клапанов, их тип, размеры и основные тех­ нологические характеристики.

159

графоаналитическим методом, на основе результатов гидродинами­ ческого расчета движения газожидкостных смесей в различных элементах скважинного оборудования. Последний является более универсальным. Ниже будет рассмотрена методика расчета газ­ лифтной установки непрерывного действия.

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА УСТАНОВКИ

1.Выбирают диаметр колонны подъемных труб (если он не за­

* Данные необходимые для расчета профилей давления р = / (Я).

160