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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

проходить через штуцер меньшего диаметра, давление у башмака подъемной колонны естественно увеличится (ртр.о >Ртр. б)- Чтобы давление в затрубном пространстве достигло этого значения, часть жидкости, поступающей из пласта, должно перетекать в затрубное пространство и сжимать столб газа в нем. В дальнейшем из жидкости, поступившей из пласта в затрубное пространство, начнет выделяться газ. В затрубном пространстве, закрытом на устье, давление газа будет расти, что приведет к вытеснению некоторого количества нефти из затрубного пространства в подъемные трубы. Таким образом, в подъемные трубы будет поступать значительно больше жидкости и меньше газа, чем при установившихся режимах эксплуатации скважины. Следовательно, в добываемой жидкости будет содержаться меньше газа. Количество газа в нефти может оказаться недостаточным для обеспечения фонтанирования, и скважина может «заглохнуть». Такое осложнение можно предупредить путем постепенного увеличения забойного давления, например, посредством эксплуатации скважины с использованием промежуточных штуцеров до установки требуемого штуцера меньшего диаметра.

При исследовании скважины в этом случае можно получить характерную кривую, построенную по методу последовательных приближений с применением одного из уравнений (2.1-7) или (2.1-8). По этой кривой можно определить; 1) оптимальный диаметр насосно-компрессорных труб, который позволит скважине фонтанировать в течение достаточно длительного времени; 2) наиболее предпочтительные условия и средства для искусственного фонтанирования, если скважина должна эксплуатироваться с дебитами, которые невозможно достичь естественными средствами; 3) некоторые параметры пласта, влияющие на добычу нефти по результатам, полученным при исследовании скважины другими способами.

2.2. ПОДЪЕМ ЖИДКОСТИ ЗА СЧЕТ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО

НАПОРА

Газовый фактор может быть таким низким, что газ за время движения жидкости по стволу скважины не будет выделяться из нее: в этом случае поток однофазный. Рабочие расчетные параметры скважины для такого случая сравнительно просты (Силаш, 1955). Забойное давление

Рз.д--скв+Ртр+Ртр + Ру.р, (2.2-1)

где ртр - потери давления на трение в насосно-компрессорных трубах; ртр, - потери давления на трение в обсадной колонне в интервале между забоем скважины и башмаком насосно-компрессорных труб.

Допустим, что глубина скважины L будет характеризовать глубину ниже устья скважины до кровли пласта; ру, р - гидростатическое давление жидкости, поступившей в выкидную линию через устьевое

оборудование, плюс энергетические потери потока:

Рр.уАршт + Ртр.ф + Ртр.в + Рг.

где /7тр. ф - потери энергии фонтанирования в широкопроходных частях оборудования устья скважины (вне штуцера); ртр. в - потери на трение в выкидной линии и в арматуре резервуарного парка; рг - гидростатическое давление, действующее па устье скважины (гидростатические давления нефти в выкидной линии и в резервуаре). Сопротивление потоку в оборудовании устья скважины при отключенном штуцере обычно очень мало. Тогда в удовлетворительном приближении для практических расчетов

Ра.д сквТ +Ртр +Ртр + АРшт +Ртр.ф + Рг-

(2.2-2)

На рис. 2.2-1 показано изменение давления по уравнению (2.2-2) применительно к скважине месторождения Нагиленгуэл (Венгрия). Индикаторная кривая I, построенная для дебита в зависимости от динамического забойного давления рз. д, р,мпа характеризует приток нефти в скважину. Кривая - кривая внутренних потерь энергии скважины, построенная для гидростатического давления столба нефти, двигающейся в скважине, плюс потерь на трение в зависимости от дебита скважины. Эти две кривые, характеризующие взаимодействие пласта и скважины, напоминают кривые, построенные по данным работы, центробежного насоса, поднимающего жидкость по вертикальной колонне подъемных труб. Кривая производительности на графике, построенная по данным физических свойств продуктивного пласта, аналогична кривой характеристики насоса, тогда как кривая потерь внутренней энергии скважины соответствует кривой потерь напора в насосно-компрессорных трубах. В рассматриваемом случае на форму кривой значительное влияние оказывает снижение средней плотности и вязкости вследствие увеличения средней температуры поднимающейся по подъемным трубам нефти при увеличении дебита. Вот почему гидростатическое давление столба

жидкости в скважине Lckb 7 уменьшается по мере увеличения дебита, а потери на трение не увеличиваются так быстро с ростом дебита, как может ожидаться при изотермическом потоке.

По кривым на рис. 2.2-1, построенным по рабочим параметрам сква-

200 300

Рис. 2.2-1. Кривые использования давления для скважины, фонтанирующей негазированной нефтью ло Сила-шу (1955 Г.)

жины, можно получить некоторую полезную информацию относительно работы скважины: в пересечении кривых lull (на графике отмечено буквой А) получают рабочую точку максимального дебита жидкости Qi. Этот дебит свободного фонтанирования будет обеспечен при манометрическом давлении ру. р = 0, т. е. когда на устье скважины нет сопротивления и нефть истекает из подъемных труб через полностью открытую задвижку. С другой стороны, если скважина подсоединена к определенной товарной емкости посредством выкидной линии, то максимальный дебит будет иметь меньшее значение q2- Соответствующей рабочей точкой будет точка Б при Дршт = 0, т. е. в этом случае фонтанный штуцер на устьевой арматуре не установлен. С помощью такого графика можно определить возможности увеличения дебита за счет сведения до минимума сопротивлений потоку в поверхностном оборудовании (увеличение диаметра выкидной линии, нагрев или теплоизоляция выкидной линии, погружение сепараторов под уровень земли и т. д.). Этот график часто можно использовать для предсказания поведения скважины. Например, если скважиной эксплуатируется трещиноватый карбонатный пласт, то коэффициент продуктивности / часто будет иметь тенденцию оставаться приблизительно постоянным. Это означает, что кривая / будет иметь неизменный угол наклона; он просто сдвинется на небольшой отрезок, равный рз, ст- Пластовое давление составит Рз.ст, справедливое при дн = 0. Если допускается, что кривые потерь энергии остаются неизменными, то оценки будут осторожными потому, что средняя плотность жидкости, относящаяся к данному дебиту, уменьшается во времени вследствие прогрева пород в стволе скважины. Кривую потерь энергии можно построить по данным коэффициентов в уравнении (2.2-2) при нескольких различных дебитах следующим образом.

Выражение LckbY Д-я гидростатического давления жидкости, заполнившей скважину, можно определить несколькими путями, один из которых следующий. Следует знать среднюю температуру нефти, фонтанирующей в скважине. Формула для подсчета температуры воды, фонтанирующей в скважинах, получена Болдизаром (1958 г.). Большинство водяных скважин не оборудовано насосно-компрессорными трубами, поэтому вода поднимается по обсадной колонне. Болдизар принял, что горячая вода отдает тепло в термически однородное окружение. Нефть, фонтанирующая по пасосно-компрессорным трубам, окружена «рубашкой» нефти, заполнившей затрубное пространство. Поэтому автор книги для расчетов передачи тепла от фонтанирующей жидкости к множеству пластов через трубы, нефть и цемент ввел в формулу Болдизар а корректирующий коэффициент С. Этот коэффициент для данной скважины - величина постоянная при достаточно широком диапазоне изменения дебитов. Значение коэффициента С можно определить путем промысловых испытаний. Скорректированная формула Болдизара тогда будет иметь вид

д ?нСн<Тпор

CkXnop

1 -е

(2.2-3)