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

для определения параметров потока в вертикальных колоннах, описанных в параграфе 1.4-3. Серию кривых, характеризующую параметры выкидной линии, в принципе можно построить одним из расчетных методов, описанных в параграфе 1.4-1 при условии, что принятый метод будет достаточно точным. Ряд кривых этого типа приводится Бриллом и другими (1966 г.). Обрабатывая такие кривые и устанавливая пара-

Рц.ртьп -

?нтах 1н

Рис. 2.3-8. Взаимодействие скважины и выкидной линии, по Бриллю и др. (1966 г.)

Рис. 2.3-9. Характер изменения добычи нефти, газового фактора, коэффициента продуктивиостн и пластового давления

Н 10-°мЧт>.а. Е

Z Ч

В 8 10 tz /V

метры общей рабочей точки системы пласт - скважина - выкидная линия, максимальный рабочий дебит через данную выкидную линию можно определить следующим способом. Принимая, что /?о - постоянная величина, построим зависимость давления на устье скважины от дебита так, как на рис. 2.3-7 для кривой . Эта результирующая кривая также обозначена кривой и на рнс. 2.3-8. Используя кривые Брилла, можно получить кривые ру.р = !(д-в), справедливые для выкидных линий данной длины и труб различных диаметров (кривые IV,а-в). В пересечении кривых и !V,a получаем ожидаемое давление на устье скважины Ру.р min и дебит (/и max для выкидной линии соответствующего диаметра. Диаметр выкидной линии увеличивается в направлении стрелки. Чем больше диаметр горизонтальной выкидной линии, тем меньшее давление на устье скважины и больший дебит могут быть реализованы в данной конструкции.

2.3.2. ИЗМЕНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИНЫ ВО ВРЕМЕНИ

а) Расчет продолжительности фонтанирования скважины; теория Вудворда

Необходимость обеспечения скважины оборудованием для добычи нефти в заданное время и предсказания энергетической потребности для искусственного подъема жидкости важны для определения продолжительности периода фонтанирования скважины (Джилберт, 1955). Гидродинамические расчеты и контроль за разработкой залежи позво--ляют определить изменение во времени общей добычи нефти Ун, газового фактора Ro и коэффициента продуктивности К скважины, типичных для большой группы скважин на данном месторождении, так же, как и изменение пластового давления рк- График изменения данных параметров для некоторой нефтяной скважины приведен на рис. 2.3-9. На рис. 2.3-10 показаны индикаторные кривые той же самой скважины для семи этапов эксплуатации скважины, отмеченных на рис. 2.3-9.

ге 18 го

Рис. 2.3-10. Определение продолжительности периода фонтанирования скважины по

Вудварду (Джилберт, 1955)

Индикаторные кривые в данном случае выражены прямыми, так как -было принято, что показатель п уравнения производительности равен единице. Серия кривых иллюстрирует функцию Рз. д=/(9н)/?о, которые характеризуют пропускную способность подъемной колонны труб для жидкости. Эти кривые можно построить, допуская, что в течение

периода фонтанирования скважины газовый фактор изменялся. При постоянном значении Ro с помощью Ру. pmm по кривым III градиента давления можно определить динамическое забойное давление для различных дебитов (см. кривую / на рис. 2.3-7). Пласт и скважина будут взаимодействовать, если количество газа в продукции, р.ипа поступившей из пласта в 12,0 подъемную колонну, равно ко- ц о

ЛИЧеСТВу, необходимому для fg д

подъема жидкости на поверхность. Общие рабочие точки соединяются кривой (отмечена крестиками). Конечная точка данной кривой указывает на конец периода фонтанирования скважины. Продолжая индикаторную кривую, соответствующую данной конечной точке, и беря отсчет в точке пересечения ее с = 0, получим пластовое давление, которое ожидается в конце периода фонтанирования скважины. В данном случае оно равно 14,67 МПа. Из рис. 2.3-9 видно, что такое давление ожидается через 251 день после начала эксплуатации, следовательно, это и будет продолжительностью фонтанирования данной скважины при данном диаметре насосно-компрессорных труб.

1 2 Z 5 6 7 8 3 W II !2 13 14

Рис. 2.3-11. Определение дебита скважины (Нинд, 1964)

б) Изменение дебитов скважин, теория Нинда

Гидродинамические расчеты разработки залежи, аналогичные описанным (см. рис. 2.3-9), позволяют построить серию индикаторных кривых, приведенных на рис. 2.3-11, а-г. Для построения кривых пропускной способности труб (А-В) можно использовать первый способ (см. рис. 2.3-7). Каждая кривая, отмеченная прописной буквой, соответствует линии, отмеченной одноименной строчной буквой. В точках пересечения соответствующих кривых получаем дебит скважины при эксплуатации ее с применением 12,7-мм штуцера в период времени, когда пластовое давление равнялось давлению, определяемому по индикаторной кривой.

Эти цифры будут также соответствовать потенциальным дебитам при различных значениях пластового давления. Если известны потенциальные дебиты, то действительные дебиты qn можно выразить в процентах от потенциальных значений. Данные, относящиеся к этим рассуждениям, сведены в табл. 2.3-1. Очевидно, падение пластового давления вызовет уменьшение отношения возможных дебитов к потенци-