Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 [ 40 ] 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

между забоем и башмаком НКТ; в) при уменьшении рг и увеличении Q - разъедание штуцера; г) при увеличении рг и рзатр и уменьшении Q - засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе. Осложнения (неполадки, расстройства) в работе фонтанных скважин могут обусловливаться отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также пропусками нефти, газа. Осложнения разного рода применительно ко всем способам эксплуатации скважнн рассматриваются в гл. 10. Негерметичности оборудования вызывают утечки нефти, газа, загрязнение территории, опасность пожара и др. Поэтому они должны быть своевременно ликвидированы.

§ 7.4. технологический расчет фонтанного подъемника для конечных и начальных условии фонтанирования по методике а. п. крылова

При комплексном проектировании разработки нефтяных залежей вопросы разработки залежи рассматриваются совместно с технологией и техникой добычи на)ти. В проектных документах гидродинамическими методами рассчитываются дебиты скважин при известных забойных давлениях или наоборот (см. гл. 2). Обычно расчет выполняется при первой постановке. Для расчета дебита необходимо знать забойное давление.

Принципы расчета

При рассмотрении условий артезианского и газлифтного фонтанирования показано (см. рис. 7.2), что фонтанирование скважин возможно при забойном давлении fia, не меньшем минимального забойного давления фонтанирования рзтш, т. е. Рз Psmin. Из условия совместной согласованной (устойчивой) работы фонтанного подъемника и пласта следует, что при заданных (известных) размерах подъемных труб (L, d), давлении р2, характеристиках скважин (Я, оз) и флюидов (Go, ср, рн, (1н, Лв и др.) устойчивое фонтанирование возможно только при одном технологическом режиме (одном значении Рзу).

С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки и, как результат, условия фонтанирования: изменяются рпл, Рз, Q, увеличивается обводненность «в и т. д. Энергия £скв, потребная на подъем флюидов в скважине, увеличивается, а поступающая из пласта в скважину энергия £пл обычно уменьшается. Отсюда с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии Д£, показатель которого - величина рг, а с другой стороны,

замена подъемника (НКТ) в скважине - процесс сложный, дорогостоящий и в основном отрицательно влияющий на ее продуктивность. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования /фонт.

Поскольку фонтанный подъемник работает за счет энергии пласта, а фонтанный способ эксплуатации самый дешевый, то следует использовать эту природную энергию наиболее рационально. Так как в начале периода фонтанирования имеется избыток энергии АЕ, который расходуется в штуцере бесполезно, то в начале фонтанирования подъемник может работать не при максимальном коэффициенте полезного действия. Од-Haio в конце периода он уже должен работать при максимальном коэффициенте полезного действия. Таким образом, рекомендуется рассчитывать фонтанный подъемник для конечных условий при оптимальном режиме, а проверять для начальных условий при максимальном режиме на пропускную способность. Обычно расчету подлежат L, рзты и d. Остальные величины задаются или определяются другим путем.

Скважины первого типа

Для проектирования эксплуатации скважин первого типа используют условие артезианского фонтанирования по формуле (7.6). Из формулы (7.6) следует, что чем меньше L и больше d, тем меньше потери давления на трение ртр и, как результат, меньше рз и больше Q, т. е. НКТ лучше вообще не спускать. Однако их спускают из технологических соображений (небольшая длина, максимально возможный диаметр при данной эксплуатационной колонне) для обеспечения различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении и других технологических операций, уменьшения коррозии эксплуатационной колонны и т. д.

Если в продукции имеется песок (песочные скважины), то трубы Спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а если парафин - до глубины отложения парафина н т. д.

.Тогда"из формулы (7.6) определяют Q и соответствующее Psmin Сем. § 7.1). Отметим, что обводненность продукции «в конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами.

Скважины второго и третьего типов

В фонтанных скважинах второго типа башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважины третьего типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет L и рэты выполняют с использованием условия газлифтного фонтанирования (7.19) (см. § 7.1). Отметим, что

здесь.диаметром труб d задаемся в зависимости-от дебита (при РзбМПа):

Q, т/сут ........ 10-20 20-50 50-100 100-200 >200

d, мм (условный) .... 43 60 73 89 102

Условный диаметр обычно принимают равным 73 мм, так как он мало влияет на результат расчета L и рз mm. Если определенные выше bud задаются из других соображений (разрушение пласта и вынос песка, ps0,75 р„, конусообразование воды или верхнего газа и т. д.), то из условия фонтанирования можно установить обводненность «в конца фонтанирования.

Диаметр НКТ для скважин второго, третьего типов рассчитывают из формулы продуктивности А. П. Крылова (6.17) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, т. е.

4 = 0,263 ]/- -Pg И" . (7.25)

Дебит конца фонтанирования QK=QonT и обводненность принимают по проекту разработки. Если вычисленный диаметр труб не соответствует стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр, что обеспечит работу подъемника между QonT и Qmax (см. рис. 6.3) или рассчитывают ступенчатую колонну труб: k =L; /i = L-Z2, где h, /2 -длины

di - di

нижней и верхней секций НКТ соответственно меньшего di и большего 2 стандартных диаметров.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Q„a4, который имеем по проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qmax по формуле А. П. Крылова (6.16) для условий начала фонтанирования. Для расчета неизвестное давление р2 в начале фонтанирования определяем из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

о max

0„ - ар

Pi + i

П-П) 0.282 (Lpg)

rf°(Pl-P2)PelnPl/P2

(7.26)

,(7.27)

где Pi - рз min или Pi = Ph, обычно Лв=0. Соотношение (7.27) решаем графоаналитически или методом итераций.

Если СтахРнач, то спускают НКТ диаметром dn, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Qmai<QHa4, то проводят пврсрасчет диаметра на на-

чальные условия из формулы А. П. Крылова (6.16), в которой

принимают Qmax=QHa4, т. е.

d„a, = 0,263

V Р1 - Р2

(7.28)

Если d„a4 не совпадает со стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметр, что обеспечит работу подъемника между Qmax и Qoni- Если йнач больше максимального возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Особенности расчета при таких условиях рассмотрены в гл. 8.

Пример. Определить глубину спуска L и диаметр d подъемных труб, забойное давление рз, устьевое давление в начале фонтаниррвания Р2 иач при исходных данных: дебит Сн»ч=2-10-з „з/с, Q„=l0-3 м/с, давление /j2k=0,5 МПа, давление рн=14 МПа, газовый фактор Go=140 м/м, коэффициент растворения ар=10-* Па-, плотность в условиях скважины рн= =870 кг/м, рв=1020 кг/мз, глубина скважины Я=2200 м, начальная и конечная обводненность продукции 7Zbh = 0, Лвк = 0,7.

Решение. Расчет выполняем для условий конца и начала фонтанирования. Вычисляем плотность жидкости конца фоптанирования рк = ри(1-Пвк)-Ь -Ьрв«=к=870(1-0,7)-Ы020-0,7= 975 кг/м; 8.,= (14-0,5) • 10в/ (975• 9,81) =

1413 м; эффективный газовый фактор конца фонтанирования Оэф к=[140-

,о-5 (-JiiOi-o.i) lOe

(1-0,7) =20,55 м/м; максимально возможную

глубину спуска труб

L = 0,5

1413

132 +

14,18-1413.20,55-0,062°-0,1-10 975-9,81

1887 м;

14 0,5

1887-975-9,81

(задались d=0,062 м); рз= 14- ЮН (2200-1887)975 • 9,81 = 17 МПа; = 0,263

ю-»-1887-975-9,81

(14 -0,5)-10« V 1887-975-9,81 - (14 -0,5) 10" = 0,048 м (принимаем = 0,0403 м); Р2 „=0,6 МПа методо!м HTejJauHft из соотношения

,o-*(Jl±£-. o,i)

0,282 (1887-870-9,81)2

140-

0,0403(14 -Р2„) 0,1 Ю 1п

Qmax -

14 Ран

55- 0,0403 (14 - 0,6)-5 {l(fy-

(1887-870-9,81)

. = 2,83- 10-s м»/с (так как Оиач < Отах-

то принимаем d=0,0403 м). И так имеем L=1887 м; d= =0,0403 м; рз=17 МПа; Р2н=0,6 МПа.

§ 7.6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИВЫХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВДОЛЬ ЛИФТА

При проектировании фонтанной эксплуатации необходимо увязать между собой главным образомQ (или то же самое рз), р2, L, d. В случае артезианского фонтанирования аналитическая связь между этими параметрами имеется в виде условия фонтанирования (7.6), исходя из которого определяем один из параметров (чаще Q) при известных остальных (заданных нз других соображений).

При газлифтном фонтаиировании простых и дйстаточно точных формул (кроме формул А. П. Крылова для оптимального и максимального режимов), связывающих эти параметры ие имеется. Поэтому для расчета рг при известном рз (или наоборот) приходится прибегать к численному интегрированию уравнения (6.25) движения газожидкостной смеси по любой из методик, рассмотренных в § 6.4. При этом неизбежно получаются значения давления в промежуточных точках ствола скважины р (z), которые в принципе не нужны. Использование кривых распределения давления вдоль лифта р (z) расширяет возможности проектирования и позволяет вскрыть некоторые особенности фонтанирования.

При проектировании исходим из того, что дебит Q и уравнение притока (или индикаторная линия) известны. Имеется несколько методик графической увязки параметров фонтанирования. Ниже излагается наиболее совершенная в методическом плане методика В. И. Щурова с некоторым уточнением. Может изучаться один случай заданного Q или вся область возможных и невозможных условий фонтанирования. В общем случае методика заключается в следующем.

Задаемся рядом значений забойного Давления рз<Рпл. Для принятых значений Рз определяем соответствующие значения Q по уравнению притока или индикаторной линии. В зависимости от найденных значений Q задаемся одним диаметром НКТ (см. § 7.4). Принимаем, что трубы должны быть спущены на глубину начала выделения газа (скважины второго типа) или до верхних отверстий фильтра (скважины третьего типа).

Дальше рассчитываем по одной из методик (см. § 6.4) распределение давления р (z) для каждого Q по принципу «снизу вверх». Начиная от точки забоя с известным давлением рз, соответствующим принятому Q, и определяем ра (рис. 7.5, с). Если не выполнено названное условие относительно глубины спуска труб, то возможны такие случаи: р\=рз-трубы спущены до забоя: а) Рз<Рн -в НКТ движется газожидкостная смесь; б) рз>рн -в НКТ движется иегазированная жидкость, от Рз до Рн и выше - газожидкостная смесь.

Pi Р Pi! РРпл

Pmin Рпл Pi-

Рис. 7.5. Кривые распределения давления р(2) вдоль ствола (а) и согласование (б, а) работы пласта С(рз) с работой фонтанного подъемника Рз{р*) при различных характерах зависимости Ps(ps)

р,<;рз башмак НКТ установлен выше забоя на расстоянии Лв= Я---L, где Я -глубина скважины до уровня середины интервала перфорации, ft -длина интервала перфорации: а) рз<Рн -в обсадной колонне на расстоянии Ав и в НКТ движется газожидкостная смесь; б) Рз>!?н -при р1<Рв в обсадной колонне от Рз до рн движется негазированная жидкость, дальше в обсадной колонне и в НКТ - газожидкостная смесь; при Р1=ри от забоя до башмака движется иегазированная жидкость, а в НКТ - газожидкостная смесь; при pi>Pa в обсадной колонне и в НКТ до Рн движется негазированиая жидкость, а выше в НКТ -газожндкостная смесь. Расчет движения нега-зироваиной жидкости рассмотрен в § 7.1. В результате получаем совокупность соответствующих друг другу Jaиныx рз, Q и р2, причем обычно

f » т - -Рз>Рз>Рз >. . .

Q<Q"<Q"<..-

(7.29)

Строим графики Р(рз) и Р2(рз), которые отражают совместную согласованную работу пласта и фонтанной скважины (см. рис. 7.5, б и в). На оси рг откладываем давление рд в начале