Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

~~Рис. 2.12.~~ Зависимость дебита и
рабочего давления от расхода
газа

oVi.o

5000 W000

15000 V_CJiM³/cym

увеличению дебита скважины (режимы 1, 2, 3, см. табл. 2.2), при дальнейшем увеличении расхода газа дебит падает (режим 4). Получив хотя бы одну точку на нисходящей ветви кривой Q=f(V„),

исследования прекращают. На восходящей ветви найдем точку А
(см. рис. 2.12) с таким же дебитом, что и на режиме 4 (Q = 43 т/сут).
Но этот дебит мы получаем при другом расходе газа (V_А =
= 11 000 м³/сут) и рабочем давлении 3,01 МПа (точка В).

Если дебит скважины на режимах 4 и Л одинаков, то одина-
ковы и забойные давления и давления у башмака подъемника. Ра-
бочие давления на этих режимах будут различными вследствие
различия потерь давления на трение при движении газа к башмаку
подъемника. Приравняв давление у башмака для этих режимов,
определенные по уравнению (2.31), получим

Единственным неизвестным в (2.32) является коэффициент потерь на трение т. Вычисление т по (2.32) оказывается довольно громоздким. Без больших потерь в точности можно сократить вторые слагаемые в равенстве (2.32), как очень близкие по величине, тогда получим

В нашем случае:

т = (3,05² — 3,01²)/(18660² — 11000²) -= 1,07-Ю-⁹» 1,1-10-*.

Определение коэффициента потерь на трение по (2.32) дает два корня т₁ = 1,08-10^-9 и т₂ = 1,05- 10^-9, мало отличающиеся по величине от гп, полученного по (2.33). В условиях работы газлифтных скважин разница в величинах коэффициента потерь на трение, определенных по уравнениям (2.32) и (2.33), может достигать 10% лишь при больших удельных расходах газа и низких рабочих давлениях. Но даже и тогда погрешность по этой причине не превысит 1 %.

Таким образом, при практических расчетах для определения т можно пользоваться упрощенной формулой (2.33).

В исследованной скважине НКТ спущены до верхних отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно забойному.

Vpp, — tnV\ +р_р1 (ехр[0,03415Яр_г/(2Г_затр)] — 1} =

= Vpp₂-^m^ + р_р2 {ехр[0,03415Яр_г/(2Г_затр)] - 1).

(2.32)

(2.33)

56

~~Рис. 2.13.~~ Индикаторная диаграмма,
построенная по [данным исследова-
ния скважины:

/ — расчет по (2.24); 2 — расчет по (2.31)

Определим по (2.31) забойное давление для режима 1

Рзаб = V3.94²— 1,Ы0-⁹-6000² +

₍

0,03415-950 0,7 \

0,9-305 , I

е —\) =

= 4,27 МПя.

Результаты расчетов для остальных режимов даны в табл. 2.2,
а на рис. 2.13 нанесены точки для построения индикаторной линии.

Оценим влияние учета потерь давления на трение на точность
определения забойного давления, для чего рассчитаем р_заб по
(2.24) и сравним с результатами расчетов по формуле (2.31). Для
режима 1

0,03415-950-0,7

Рзаб =-- 3,94е ■ °'⁹'³⁰⁵ = 4,28 МПа.

Как видно из табл. 2.2, для исследованной скважины погреш-
ность при пренебрежении потерями на трение в определениях за_:бойного давления не превышает 2 %, при расчете депрессии она
ниже 5 %. При больших расходах газа в многодебитных скважинах
погрешности могут быть гораздо больше. На рис. 2.13 нанесены
также точки, соответствующие депрессиям давления, определен-
ным при пренебрежении потерями на трение. Соединяя точки плав-
ной кривой, получим индикаторную линию.

Для выбора оборудования и режима работы скважин широко
используются ЭВМ. Исходными данными программы расчета яв-
ляются методика расчета движения газожидкостной смеси по тру-
бам (или несколько методик), свойства жидкости и газа, данные
исследования скважины, методика их обработки, критерии выбора.
В результате решения машина дает характеристику оборудования
и оптимальные показатели работы системы скважина—пласт. В на-
стоящем разделе и в последующих для наглядности и в учебных
целях приводятся и все промежуточные решения, в частности
строится кривая распределения давления вдоль подъемника, уста-
навливается закономерность изменения забойного давления в за-
висимости от расхода жидкости, осуществляется совместное графи-
ческое или аналитическое решение уравнений движения продукции
в пласте и скважине.

Задача 2.22. По данным исследования скважины и усло-
виям предыдущей задачи найти уравнение индикаторной линии.

Решение. Уравнение индикаторной линии или притока

записывается в виде

Q = К_прАр^п.

О 10 20 30 00 50Q, т/сут

(2.34)

57

Ре жим	Факти ческое Q. т сут	Ар. МПа	lg Q	lg Ар	IgAp IgQ	(IgA p)'-	Расчетное Q. т, сут	до. т/сут
1	22,0	0,37	1,3424	—0,4318	—0,5796	0,1865	22,2	—0,2
2	39,7	1,16	1,5988	0,0645	0,1031	0,0042	38,8	+0,9
3	48,2	1,92	1,6830	0,2833	0,4768	0,0803	49,6	— 1,4
4	43,0	1,39	1,6335 2 6,2577	0,1430 2 0,0590	0,2336 2 0,2339	0,0204 2 0,2914	42,4	+0,6

Составляем систему нормальных уравнений

6,2577 = 4 lg К_пр + 0,0590п; 0,2339 = 0,0590 lg К_пр + 0,2914ц,

решая которую, находим п = 0,4874, lg К_Пр — 1,5572. Итак, уравнение индикаторной линии в исследованной скважине

Q = 36,08Др^0,4874 .

Из табл. 2.3 видно, что максимальное значение погрешности 2,9 % от фактически измеренного дебита, что сопоставимо с ошибкой измерения дебита.

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

Непосредственно забойное и пластовое давления в насосных скважинах замеряют с помощью скважинных манометров. Кроме того, в скважинах с небольшой глубиной спуска насосов для этой же цели применяются малогабаритные регистрирующие манометры, спускаемые в затрубное пространство.

Широкое распространение при исследовании скважин, оборудованных ШСНУ, получили замеры динамического и статического уровней жидкости эхолотом или волномером. Данные исследования обрабатывают двумя методами: при первом индикаторную линию строят как зависимость дебита скважины от динамического уровня или от депрессии уровней динамического и статического; при втором — пересчитывают от уровней жидкости к забойному и пластовому давлениям и индикаторную линию строят в обычных координатах Q = / (Ар) или Q = / (p_d_аб).

Следует отметить, что изменение динамического уровня далеко не всегда с достаточной точностью соответствует изменению забой

58

ного давления. Закономерности изменения этих величин будут одинаковыми, когда прием насоса находится практически на забое или когда имеется хвостовик, спущенный до верхних отверстий перфорации, а забойное давление больше давления насыщения. Можно считать, что соответствие будет достаточно хорошим в не- обводнившихся скважинах, если даже прием насоса находится высоко над забоем, но давление на приеме близко к давлению насыщения. Здесь можно пренебречь изменениями потерь давления на трение на участке забой—прием насоса при переводе работы установки с одного режима на другой.

Если давление на приеме насоса намного ниже давления насыщения, а скважина к тому же обводнена, то характер изменения уровня не соответствует изменению забойного давления. С увеличением отбора жидкости забойное давление понижается. Но увеличение отбора может привести к уменьшению водосодержания на участке забой—прием насоса, т. е. к уменьшению плотности смеси на этом участке, и к уменьшению давления на приеме, а следовательно, к увеличению газонасыщенности смеси на участке забой— прием и в затрубном пространстве, что тоже ведет к уменьшению плотности смеси. Уменьшение плотности газожидкостной смеси является причиной того, что с увеличением дебита динамический уровень в затрубном пространстве понижается медленнее, чем падает забойное давление. На практике наблюдались даже случаи, когда увеличение отбора жидкости приводило не к понижению динамического уровня, а к его росту, особенно при больших газовых факторах (больше 50 м³/м³).

Итак, если речь идет о построении индикаторной линии и об определении коэффициента продуктивности скважины, то после замера динамических уровней нужно тем или иным методом рассчитать забойные давления. Можно использовать ту же последовательность расчетов, что и при фонтанном способе эксплуатации:

по барометрической формуле (2.24) рассчитать давление над динамическим уровнем;

определить гидростатическое давление столба смеси в затрубном пространстве; при этом плотность жидкости рассчитывают по (2.28) или принимают равной плотности дегазированной нефти при давлении в затрубном пространстве, равном атмосферному, а при значительном газовом факторе для определения плотности смеси пользуются формулой (2.25);

рассчитать перепад давления на участке прием насоса (или башмак хвостовика) — забой скважины. Используется или одна из методик расчета движения газожидкостных смесей по трубам (см. гл. 5), или метод, рассмотренный нами при”решении задачи 2.20, где учитывается лишь гидростатика смеси.

Наличие динамографа позволяет использовать более надежные способы определения давления на приеме насоса [10].

При динамометрировании на бланке, помимо самой динамограммы, фиксируются нагрузки в верхней (Р

_вит) и нижней (Р_нмт) мертвых точках положения головки балансира (рис. 2.14).

Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:










2014 biblioonline ru