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

Делим Значения на соответствующие коэффициенты коррекции. Результаты све-

дены в табл. 3.1-2. Уравнение прямой, соответствующее полученным таким образом точкам, равно

<?г.е, = 2,054.10-" p jo,764

Построенные на основе упомянутых данных исследования для установивщегося потока индикаторные кривые при неустановивщемся режиме в билоарифмической системе координат приведены на рис, 3.1-3,

3.2. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН. ПОДБОР ДИАМЕТРА ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ

Газовая скважина может рассматриваться как фонтанирующая газонефтяная скважина, в продукции которой в небольшом количестве содержится жидкость (или она отсутствует). В принципе заканчивание таких скважин идентично заканчиванию нефтяных скважин. Однако в результате изменения некоторых эксплуатационных характеристик может в довольно значительной степени измениться и программа заканчивания. При выборе размера насосно-компрессорных труб необходимо учитывать, что потеря давления из-за гидравлических сопротивлений сравнительно незначительна, поэтому давление на устье фонтанирующей газом скважины - наименее «лимитированный» параметр. Вообще потеря давления тем меньше, чем больше диаметр трубы. Максимально приемлемый размер НКТ ограничен внутренним диаметром эксплуатационной колонны, а также других колонн и оборудования, спущенного в скважину. Расчет потери давления при подъеме газа ведется различными способами в зависимости от состояния газа (сухой или влажный). Для сравнительно обогащенного жидкостью газа может быть применена теория Роса (см. раздел 1.4-Зе). Для сухого или тощего газа могут быть применены положения, рассмотренные в разделе 1.2.

Пример 3.2-1. Необходимо определить оптимальный диаметр подъемника, если qr.cr= 500 000 м/сут; Ltp=2000 м; динамическое забойное давление в процессе добычи снижается с 19 до 9 МПа, минимальное допустимое давление на устье py.pmin = = 7 МПа. Плотность газа в стандартных условиях рг= 0,881 кг/м. Средняя температура потока составляет 86,1 °С, Давления на устье скважины ,ру.р для различных значений забойных давлений и различных диаметров .подъемных труб рассчитаны ио уравнению (1.2-4); Л, найдена по уравнению (1.2-Г2).

Результаты приведены на рис. 3.2-1. Поверхность (рз.д, тр, ру.р) пересекается плоскостью, параллельной базовой плоскости, и проходит через минимальное значение Ру.р = 6,9 МПа по линии А-В. Ясно, что до значения динамического забойного давления 14 МПа необходимый дебит газа можно получить при диаметре подъемника 73 мм. Однако при динамическом забойном давлении 9 МПа давление на устье в 7 МПа может быть обеспечено только при диаметре подъемника 114 мм. Чем меньше динамическое забойное давление, тем больше энергии давления расходуется для добычи 9г.ст= 500 000 м газа в сутки.

Резьбовые соединения колонны труб должны обеспечивать безукоризненное уплотнение. Это достигается за счет применения специальных соединений с наружной и внутренней нарезкой (см. рис. 2.3-31) или применением уплотняющих колец из пластика. Уплотнения соединений с наружной и внутреннней нарезкой могут быть улучшены, например, за счет применения пудры из тефлона. Она растекается под давлени-

500000 мУсугп

ем и заполняет все небольшие шероховатости резьбы. При составлении программы закапчивания скважины необходимо предусмотреть:

- защиту подъемных труб от возможных повреждений из-за изменений температуры и давления, коррозии и эрозии;

- автоматическую отсечку газового потока в случае повреждения устья скважины;

- избежание возможного накопления жидкостной пробки на забое в процессе эксплуатации;

- изменения температуры и давления в процессе эксплуатации не должны приводить к возникновению нагрузок, превышающих предел текучести и разрушению труб;

- обеспечивать простое и безопасное ведение работ по текущему и капитальному ремонту, а также по остановке скважины.

Оборудование устья скважины похоже на оборудование, описанное в разделе 2.3.4; В книге Спила дан обзор современных методов закапчивания газовых скважин. Решения (а) и (d) (рис. 3.2-2)-однорядное заканчивание скважин, когда подъем продукции осуществляется исключительно по насосно-компрессорным трубам. Выбор необходимого диаметра подъемных труб приведен в начале этого раздела. Если скважина оборудуется-для плунжерного лифта, в этом случае может быть выбран диаметр пода-емника, превышающий максимальный расчетный диаметр для подъема общего объема продукции (Беннет и Аувеншайн, 1957). В процессе эксплуатации плунжер поднимается до лубрикатора, устанавливаемого на фонтанной арматуре (см. раздел 2.4.6). Задвижка,с электроприводом, управляемая через реле времени, закрывает скважину от 2 до,8 раз в сутки. Плунжер затем падает и ударяется об амортизатор, установленный в нижней части НКТ. Контроллер снова открывает выкиднувд, линию, и газ из пласта поступает вместе с жидкостью над плунжер,ом. Решение, показанное на рис. 3.2-2,6, применяется, когда в период эксплуатации не ожидается возможность повреждения эксплуатационно, колонны (Ледет и др., 1968). По затрубному пространству, имеющему сравнительно большую площадь поперечного сечения, будет добываться, сухой газ, так как площадь сечения больше максимальной, когда .возможно полное удаление жидкости; поэтому вся жидкость будет накапливаться на забое. Периодическим пуском скважины по НКТ за счет давления в затрубном пространстве жидкость будет удаляться по НКТ, имеющим относительно небольшие диаметры. Большая площадь сеч©-, ния затрубного пространства ограничивает падение давления фонтани-

, 150

Рис. 3.2-1. Влияние диаметра НКТ и забойного давления на устьевое давлёние газовой скважины

рования газа. Скапливающаяся на забое жидкость довольно часто «продувается», что предотвращает значительный рост забойного давления. Такая технология заканчивания скважин позволяет эксплуатировать их при значительных дебитах по газу. Периодический подъем жидкости может осуществляться, например, открытием и закрытием соответствующей задвижки арматуры. Удаление накапливающейся жидкости в НКТ, которое в данном случае выполняют роль «осушающей ко-

Рис. 3.2-2. Типовые решения по заканчиванию газовых скважин (Спил, 1967)

лонны», более эффективно может проводиться за счет установки ближе к башмаку газлифтных клапанов, применения плунжерного лифта, работающего в НКТ, применения штанговых насосов или добавки пено-образующих химреагентов (Николе, 1968). В первом случае газлифтный клапан открывается, как только жидкость под ним накопится в достаточном количестве. В качестве клапана можно применять клапан дифференциального типа или клапан, работающий от действия давления в НКТ, или система Бэйкера- Мерла, управляемая демпферным устройством. Второй способ подобен описанному в предыдущем разделе установке плунжерного лифта. Основное различие состоит в том, что добыча газа осуществляется по затрубному пространству, а НКТ служат только для осушки скважины.

Штанговые насосы относят к одному из наиболее распространенных видов оборудования. При этом особое внимание должно быть уделено выбору коррозионно-стойких насосов и штанг, что экономично в скважинах, имеющих сравнительно высокие дебиты как по газу, так и по воде при относительно низких динамических забойных давлениях.

Время от времени в скважину закачиваются пенообразующие химреагенты в момент ее остановки. Соответствующими устройствами обеспечивается тщательное смешивание реагентов с водой и газом. Вспенившаяся вода может эффективно выноситься газом из скважины. Этот метод наиболее экономичен в высокообводненных скважинах.

На рис. 3.2-2, в показан подъем продукции скважины как по затрубному пространству, так и по НКТ. В этом случае продукция скважины не должна вызывать повреждений эксплуатационной колонны. Гидравлическое сопротивление при этом относительно невелико, так как при использовании обоих подъемников значительно возрастает сум-