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

а после затухания гидравлического удара

Рз.д = (скв - -тр) Yi -Ь -Ъ + Рк .3.

Вычитая первое уравнение из второго, получим

Рк=Рк.з -Рк.р=Ртр, (2.2-8)

т. е. повышение давления в затрубном пространстве равно той части потерь давления на трение нефтяного потока при внезапной остановке скважины, которые создаются между забоем скважины и башмаком насосно-компрессорных труб. Отметим, что yi, у2 и уз соответственно означают средние удельные веса нефти в обсадной колонне между забоем скважины и башмаком колонны насосно-компрессорных труб, в насосно-компрессорных трубах и в затрубном пространстве обсадной колонны.

Вычитая уравнение (2.2-3) из уравнения (2.2-7), получим

АРтр-Рк--=Ртр. (2.2-9)

т. е. разница между повышением давления в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве равна той части потерь давления на трение нефтяного потока при внезапной остановке скважины, которые вызываются трением в колонне насосно-компрессорных труб.

пример 2.2-2. Определить динамическое давление у башмака насосно-компрессорных труб фонтанирующей скважины, добывающей негаэированную нефть. Дано: LcKB = 2016 м; йв=0,062 м; „=.1,505 кг/с; Р288 = 951 кг/м аг=0,58 кг/(мз.К); ар=9уЗв4.10~ кг/(м.Н); 7=367,0 К; v=4,10.10-= mVc; ру.р. = 0,40 МПа; Рк.р = --=0,64 МПа; р„.з = 0,65 МПа; р,.,=0,75 МПа.

По уравнению (2.2-6) можно определить потери давления на трение

2016-1,505-4,10-10-5 Ртр = 40,7-Q-Qg24-= 0,34 МПа.

Потери давления на трение определяются также по давлениям на устье скважины, замеренным во время внезапной остановки скважины с помощью уравнения (2.2-9). Потери давления на трение

Рхр = (0,75 - 0,4) - (0,65 - 0,64) = 0,34 МПа.

Средняя плотность фонтанирующей нефти, необходимая для определения гидростатического давления столба жидкости в насосно-компрессорных трубах, вычисляется по уравнению (7.2-26), а также по среднему давлению. После этого р определяется с приемлемой точностью. Примем первое допущение, ч-го р=0. Тогда с помощью уравнения (7.2-26) получим приближенную среднюю плотность

р = 951 - 0,58 (367,0 - 288,2) = 905,3 кг/м».

Приближенное среднее давление

Рз.д + Ру.р Lpg + Ртр + ру.р + Ру.р Р= 2 = Т =

2016-905,3-9,81 + (0.34 + 0,40-]- 0.40) 10" „ „ = -75--= 9,52 МПа.

Используя это значение, получим среднюю плотность

р = 905,3 + 9,834- 10--9,52-10 = 914,7 кг/м"; Рз.д = 2016-914,7-9,81 + 0,34-10«-4-0,40-106= 1,883-10 н/м = 18,83 МПа.

По этому способу определения энергетических потерь можно построить для данной скважины кривую и индикаторную кривую /, характеризующие приток продукции к забою (рис. 2.2-1). Как было установлено, разница ординат между кривыми I и II при любом дебите q соответствует давлению на устье скважины ру.р. Давления Аршт,

Ртр. в. л и Рг можно вычислить.

Коэффициент полезного действия добычи нефти из скважины можно определить делением полезной работы W2, затраченной на подъем на поверхность 1 кг нефти с забоя скважины, на всю затраченную энергию Wi, т. е.

4w -"

Wi Pr

-СКВ i- - Y

Для упрощения принимаем, что колонна насосно-компрессорных труб спущена до забоя скважины. Заменяя ртр выражением из уравнения (2.2-6), получим

> =-- - • (2-2-10)

, 40,7ы рву

Таким образом, удельная энергия, поступающая на забой скважины, используется более эффективно тогда, когда внутренний диаметр насосно-компрессорных труб максимальный, т. е. в этом случае более целесообразно эксплуатировать скважины без спуска насосно-компрессорных труб и работать прямо по обсадной колонне. Бесспорное преимущество такого решения - экономия, вызываемая отсутствием насосно-компрессорных труб. Однако такой прием эксплуатации скважины не применим в случаях: 1) скважина фонтанирует нефтью, содержащей большое количество песка, что вызывает эрозию обсадных труб; 2) добываемая жидкость обладает коррозионной активностью; 3) скважина эксплуатируется при относительно малом дебите. Последний случай можно обосновать следующими соображениями. По рис. 2.2-4 можно определить давление при использовании насосно-компрессорных труб различных диаметров. Одна из кривых относится к одновременной добыче нефти по 73-мм насосно-компрессорным трубам и затрубно-му пространству в обсадной колонне. По касательным к кривым, параллельным индикаторной кривой, определяют систему рабочих точек, соединенных пунктирной линией. Одно и то же давление на устье скважины Ру. р может относиться к двум различным дебитам - и „2 на каладой из двух сторон пунктирной линии (рис. 2.2-5). Рассматриваемая скважина не может эксплуатироваться с дебитами между м = 0 и qu при данном диаметре насосно-компрессорных труб. Добыча в этом интервале будет нестабильной, пульсирующей и скважина в конце кон-

8-546 ПЗ

цов заглохнет. При спуске насосно-компрессорных труб меньшего дна-метра верхняя граница неустойчивой зоны сдвинется влево (см. рис. 2.2-4), т. е. эксплуатация скважины будет происходить также при более малых дебитах. Для практики это очень важно, так как необходимость рациональной разработки пласта (например, предупреждение конусообразования воды в скважинах) может действительно по-

р,МПа

500 600 700

Рнс. 2.2-4. Индикаторная кривая для скважины, фонтанирующей негазированной нефтью по Силашу (1955 г.)

На рисунке в мм указаны диаметры насосно-компрессорных труб, d - диаметр обсадной колонны

требовать снижения дебитов скважин. Установка фонтанных штуцеров меньшего диаметра может также привести к неустойчивой работе скважины и окончательному ее глушению. Чтобы исправить это, часто приходится переходить на насосную добычу нефти, хотя, используя соображения, приведенные выше, устойчивое фонтанирование может быть достигнуто простым спуском в скважину насосно-компрессорных труб меньшего диаметра.

В другом возможном случае, когда скважина, оборудованная насосно-компрессорными трубами небольшого диаметра, должна фонтанировать с дебитом большим, чем максимальный, указанный на рис. 2.2-5. В этом случае площадь поперечного сечения фонтанирования можно увеличить путем вовлечения в работу также и затрубного пространства обсадной колонны, если последняя не будет подвержена эрозии и коррозии.

Кривые, приведенные на рис. 2.2-4, построены весьма приближенным способом. Зависимость T=f(qn) изменяется до некоторой степени от изменения диаметра труб и, следовательно, должна быть отмечена некоторая изменчивость функции LckbY = /4m) для каждого диаметра насосно-компрессорных труб. Мы, однако, воздержимся от точных расчетов этих параметров. Эти рассчитанные приближенно кривые температуры в зависимости от дебита для конкретного диаметра насосно-