-
Общий градиент давления в рассматриваемом сечении потока по (5.109) dp/dH=
706,2-9,81 ■ 106 + 1,6845-КХ3 = 8,6123х X Ю-3 МПа/м. Результаты расчетов для последующих р и Т приведены в табл. 5.6. -
Определив величины, обратные градиентам давления, и осуществив затем численное интегрирование зависимости dH/dp = = / (р) по (5.20), получаем профиль давления р = /(Я) на участке движения газожидкостной смеси. Расчетная длина этого участка составляет Ьгжс = 324,3 м, что на 7 м превышает результат расчета по методике ВНИИгаза (задача 5.4).
-
Определяем полный профиль давления в колонне подъемных труб, для чего последовательно рассчитываем:
-
Длину участка однофазного потока (р>рнас)- Ориентировочно допускаем, что градиент давления на этом участке не меняется и равен градиенту в сечении потока жидкости, где р = р„ас. Принимая за начальное и конечное давление на участке соответственно р = рнас = 5 МПа и р = 12 МПа, длина его составит
АЯ= Ьж =(12 — 5)/(9,7494• 10—3) =717,9 м. -
Длину НКТ, на интервале которой давление изменяется от ру = 2 МПа до р = 12 МПа. Я = Тгжс + Ьж = 324,3 + 717,9 = = 1042 м.
-
По результатам расчета строим полный профиль давления в НКТ (см. рис. 5.11, кривая /').
-
Определяем давление на выкиде насоса, для чего откладываем на оси глубин координату положения насоса в скважине, Ясн = 800 м и по кривой /' находим, что рвн = 9,7 МПа. Давление, развиваемое насосом, будет рн = 9,7—7 = 2,7 МПа.
|
А.
|
(4р/4Н)тр 10», МПа/м
|
dp/dH 103, МПа/м
|
dHldpt м/МПа
|
Н. и
|
|
0,0433
|
1,6845
|
1,6123
|
иб,1
|
0
|
|
0,0445
|
1,3773
|
8,8604
|
112,9
|
57,2
|
|
0,0453
|
1,1959
|
9,1086
|
109,8
|
112,9
|
|
0,0457
|
1,0869
|
9,3214
|
107,3
|
167,2
|
|
0,0460
|
1,0038
|
9,4983
|
105,3
|
220,3
|
|
0,0460
|
0,9392
|
9,6181
|
103,9
|
272,6
|
|
0,0462
|
0,8900
|
9,7494
|
102,6
|
324,3
|
В связи с промышленным внедрением и повсеместным использованием новейших достижений науки несколько изменилось понятие способов эксплуатации скважин. Если подъем жидкости или смеси происходит только за счет природной энергии, то такой способ эксплуатации будем называть естественно фонтанным. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет весьма ограниченное распространение (артезианское фонтанирование). Если жидкость или смесь от забоя на поверхность поднимается либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, такой способ эксплуатации будем называть механизированным. Механизированную эксплуатацию можно осуществить:
когда искусственную энергию вводят в добываемую жидкость централизованно при поддержании пластового давления, а распределение ее происходит непосредственно в залежи. Если при этом добывающая скважина оборудована только колонной насоснокомпрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема), указанный способ эксплуатации будет искусственнофонтанным. Этот способ имеет довольно широкое распространение;
когда искусственную энергию вводят непосредственно в каждую конкретную скважину: либо компримированным воздухом или газом, либо специальными механическими приспособлениями — скважинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорной (эргазлифтной) эксплуатацией, при втором — с насосной.
Особое место занимают некоторые способы эксплуатации скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии газа с применением специального подземного оборудования. К ним относятся:
эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом, теоретические основы подъема смеси при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница состоит в том, что для подъема используют газ высокого давления, добываемой либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных пропластков. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;
133
эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем смеси происходит за счет природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям на относительное проскальзывание газа.
КЛАССИФИКАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Классификация скважин по дебиту связана в основном с высотой подъема жидкости, так как с ее ростом возможная подача установки при механизированной добыче достаточно быстро снижается (а следовательно и снижается дебит скважины, который определяется в данном случае возможной подачей установки). В первом приближении зависимость высоты подъема жидкости Я от подачи установки Q
может быть выражена гиперболой
Q = А/н, (6.1)
где А — постоянная, имеющая условное значение и выбираемая из практических соображений, м4/сут.
Зависимость (6.1) может быть использована в определенных ограниченных пределах по подаче и высоте подъема. Так, для газлифтной эксплуатации такое ограничение обусловлено расходом газа, для ШСНУ — фактической работоспособностью колонны штанг, а для УЦЭН — характеристиками Q—Я выпускаемых промышленностью установок. Естественно, для различных способов механизированной добычи эти пределы различны.
С целью установления границ между низко-, средне- и высокодебитными скважинами для всех способов механизированной добычи нефти проведем разделение на рассматриваемые категории скважин, взяв за основу добывные возможности ШСНУ.
Исходя из этого в дальнейшем уравнением (6.1) будем пользоваться в следующих пределах по параметрам: Q < 100 м3/сут, Я < 3000 м.
Для выпускаемого в настоящее время оборудования ШСНУ можно принять А = 4-104м4/сут и исходя из этого определить границы между средне- и высокодебитными скважинами. Тогда можно записать Q = 4-104/Я.
Из (6.1) следует, что скважины с дебитом более 100 м3/сут независимо от высоты подъема и с высотой подъема более 3000 м независимо от дебита относятся к категории высокодебитных. К категории низкодебитных скважин относятся такие, дебит которых изменяется от 5 до 3,5 м3/сут при высоте подъема менее 1350, а также скважины с дебитом менее 3,5 м3/сут при высоте подъема более 1350 м. Как правило, такие скважины эксплуатируются при периодической откачке. Все скважины, не попадающие в категории низко- и высокодебитных, относятся к среднедебитным.