Материал: Расчёты в добыче нефти.-1

V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННО-КОМПРЕССОРНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПОРА В ПОДЪЕМНЫХ ТРУБАХ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН, ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ И К. П. Д. ПОДЪЕМНИКА

Задача 38. Скважина фонтанирует за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в подъемных трубах.

Требуется определить гидравлические потери напора, забойное давление и к. п. д. подъемника при фонтанировании по подъемным трубам и по эксплуатационной колонне.

Исходные данные: глубина скважины Н = 2900 м; внутренний диаметр эксплуатационной колонны D — 150 мм; подъемные трубы с внутренним диаметром d = 62 мм спущены до верхних перфорационных отверстий; дебит скважины Q = 320 т/сут; рабо­ чее давление на устье скважины при фонтанировании по 62-мм трубам ру = 11,5 МПа; коэффициент продуктивности скважины К — ПО т/сут-МПа; плотность нефти р = 860 кг/м3 (0,86 т/м3); кинематическая вязкость нефти при средней температуре в сква­ жине 383 К v = 10-10~° м2/с.

Фонтанирование по 62-мм подъемным трубам

Средняя скорость движения нефти

Критерий Рейнольдса

Re = vHd/v = 1,43 ■0,062/10 •10"e = 8860.

Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопроти­ вления

71

Гидравлические потери напора при движении нефти в 62-мм колонне труб

= 1,34-10® Па = 1,34 МПа.

Гидростатическое давление столба нефти в скважине

Per = PgH = 860-9,81-2900 = 24,5-10® Па = 24,5 МПа.

Потери скоростного напора при vu = 1,43 м/с ничтожно малы, поэтому ими пренебрегаем.

Забойное давление

Ря— Ртр И- Per “Г Ру — 1 >34 -Г 24,5 -Г 11,5 — 37,34 МПа.

К. п. д. подъемника при фонтанировании по 62-мм колонне

Пластовое давление

рпл= р 3 + Ар = 37,34 + 2,91 = 4 0 ,2 5 МПа.

Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность)

'Побщ = Рст/Рпл = 24,5/40,25 = 0,61.

Фонтанирование по 150-мм эксплуатационной колонне

При фонтанировании скважины при том же дебите и забойном давлении по 150-мм эксплуатационной колонне уменьшатся гидра­ влические сопротивления и повысится устьевое давление.

Средняя скорость движения нефти

vu= 320 •4/0,86 •3,14 - 0,152•86 400 = 0,244 м/с.

Критерий Рейнольдса

Re = 0,244 •0,15/10 •10 '6 = 3660.

Режим турбулентный. Коэффициент гидравлического сопро­ тивления

I = 0,3164/36600'25 = 0,0407.

72

К. п. д. подъемника при фонтанировании по 150-мм эксплуата­ ционной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)

0.0407-0.2442

2-9,81-0,15

Из рассмотренного примера видно, что при фонтанировании по эксплуатационной колонне вследствие уменьшения гидравли­ ческих сопротивлений буферное давление повышается на 1,14 МПа, в результате чего удлиняется период фонтанирования и создается возможность увеличения депрессии и дебита скважины. Но прак­ тически это возможно только в частном случае, когда для освоения скважины не требуется спускать фонтанные трубы (из-за высокого пластового давления в условиях водонапорного режима), отсут­ ствует вынос песка и забойное давление больше давления насыще­ ния нефти газом.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ СТОЛБА НЕФТИ В МЕЖТРУБНОМ

ПРОСТРАНСТВЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН (при р 3 < рнас)

Задача 39. В фонтанных скважинах при р3 < рнас газ попадает

вмежтрубное пространство, где находится под давлением, часто близким к давлению у башмака рбаш. В таких случаях столб нефти

вмежтрубном пространстве постепенно оттесняется до башмака. Если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, то забойное давление можно определить по формуле

рифма; рг<от — относительная плотность газа; L — длина колонны подъемных труб, м.

При негерметичности подъемных труб (плохое свинчивание, трещины, растяжение резьбового соединения при большом весе труб и т. д.) газ частично проникает из межтрубного пространства в подъемные трубы. Этот газ совершает меньшую работу, чем газ, поступающий в подъемник через башмак.

При установившемся движении нефти в подъемных трубах давление у башмака подъемника уравновешивается в межтрубном пространстве суммой давления на устье рм и давлений от веса

73

столба газа hr и столба нефти hH. В этом случае забойное давление можно определить по формуле

найти высоту столбов газа hr и нефти httв межтрубном пространстве. По формуле (V.2), преобразуя ее, найдем графическим методом

Для проверки подставим это значение hr в исходную формулу

Это подтверждает правильность найденного значения hr. Высота столба нефти в межтрубном пространстве будет

грешности определения hr и /i,, могут быть большими.

3.РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА (при р 3 > р„ас)

Известно, что продолжительность периода фонтанирования скважины зависит не только от применяемых методов поддержа­ ния пластового давления, но и от конструкции и размеров фон-

74

тайного подъемника. Подъемник должен обеспечить длительный оптимальный дебит нефти при минимальном удельном расходе энергии. К сожалению, различные рекомендуемые методы расчета подъемника далеко не всегда удовлетворяют данному требованию. Это в основном объясняется тем, что параметры работы фонтанных скважин на разных месторождениях СССР изменяются в широком диапазоне. Например, скважины сильно отличаются по величи­ нам дебита, газового фактора, коэффициента растворимости газа, давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефтей, начального и конечного давления и температуры и т. д. С целью создания универсальной методики расчета смоделировать и иссле­ довать работу фонтанного подъемника по всем названным пара­ метрам в лабораторных условиях практически невозможно. По­ этому А. 3. Истомин создал расчетную методику на основе обобще­ ния данных исследования большого количества различных по параметрам работы фонтанных скважин 16 крупных нефтяных

участка подъемника, где движется двухфазная газонефтяная смесь, м; а — коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3 X X Па); g — ускорение свободного падения, м/с2; d — диаметр подъемника, м; Хс — коэффициент гидравлического трения газо­ нефтяной смеси, который можно определить по формулам разных авторов; сп — скорость движения нефти в фонтанном подъемнике (м/с), приведенная к нормальным условиям, которая определяется

Формула (V.4) пригодна для непосредственных расчетов. Задаваясь, например, рядом различных дебитов при разном фикси­ рованном диаметре подъемника или наоборот, можно быстро вычислить Ap/L, а следовательно, L при известном Ар. Затем в целях нахождения оптимального диаметра подъемника рекомен­ дуется применить графоаналитический способ, о чем будет ска­ зано ниже при решении задачи.

Задана 40. Рассчитать фонтанный подъемник для скважины, если дебит нефти Q = 300 т/сут, рил = 17 МПа, рпас = 9,65 МПа,

75

ру = 0,3 МПа, а = 0,75* 10"5 м3/м3-Па, р = 860 кг/м3, динами­ ческая вязкость нефти в условиях подъемника р = 1,12 мПа*с, глубина спуска фонтанных труб Н = 2067 м, коэффициент про­ дуктивности скважины К = 3,5 т/сут-МПа.

Для определения оптимального диаметра фонтанного подъем­ ника применим графоаналитический способ. Вначале зададимся внутренним диаметром подъемника d = 50,3 мм и дебитом нефти QH= 150 т/сут. Для этого случая определим приведенную ско­ рость движения нефти в подъемнике по формуле (V.5)

Коэффициент гидравлического трения газонефтяной смеси А,с можно определить по формулам различных авторов. В данном случае мы его определим по полученной А. 3. Истоминым простой эмпирической формуле

200, 250, 300, 350 и 400 т/сут, соответственно получим величины Др/L равными 6,44; 6,46; 6,59; 6,79 и 7,06 кПа/м.

Аналогичный расчет выполним для 62-мм труб при дебитах от 200 до 600 т/сут (через каждые 100 т/сут). В этом случае удель­ ные перепады давлений соответственно равны 6,64; 6,37; 6,35;

76