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

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам


Рнас 20 — Рнас t пл 4" (20 ^пл)/(9,157 -j- /ш),


(7.9)


147



где put an — давление насыщения при пластовой температуре, МПа; /пл — пластовая температура, °С; /ш — функция состава газа

/ш =701,8/[Г («л—0,8уа)] =701,8/[56,4(0,235 -0,8 0,129)] =94,4.

Подставляем fm в (7.9)

Рнас 20 = 8,65 + (20 — 41)/(9,157 + 94,4) = 8,45 МПа.

Объем выделившегося газа при давлении на устье 0,4 МПа определим по (7.8)

VrB (ру) = 56,4 - 56,4 [(0,4 - 0,1)/(8,45 - 0,1)]°-326 = 37,3 м3/т.

Объем выделившегося газа на башмаке подъемника при рб = = Рнас равен нулю, тогда эффективный газовый фактор по (7.2)

Гэф = (1 - Яв/100) [Кгв (Рб) + Кгв (ру)]/2 = (1 - 0,1) (0 + 37,3)/2 =

= 16,8 м3/т.

Максимальную длину подъемника определим по (7.6)

ятах =0,5 [э93 + д/9932 + 10,31 -16,8-620’5-993 lg (8,65/0,4) =

= 1332 м.

Минимальное забойное давление фонтанирования рассчитываем по формуле (7.5)

Рзаб min = 8,65 + (1750— 1332)-802-9,81-10-°= 11,94 МПа.

Сравнивая полученное минимальное забойное давление фонта­нирования с результатом решения предыдущей задачи, можно сде­лать вывод, что наличие азота в попутном газе оказывает ощутимое влияние на условия фонтанирования.

Задача 7.3. Определить минимальное забойное давление фонтанирования для следующих условий: глубина скважины 1960 м; внутренний диаметр НК.Т 62 мм; противодавление на устье 1 МПа; давление насыщения 16,6 МПа; газовый фактор 212 м3/т; плотность пластовой нефти рн Пл = 680 кг/м3; дегазированной рнд= 840 кг/м3; обводненность продукции 20%; плотность пластовой воды 1100 кг/м3; содержание азота уа = 1.1 %■

Решение. Коэффициент растворимости газа:

а=Грнд/[Ю3 (Рнас-0,1) Ю®]=212■ 840/[ 103 (16,6-0,1) Юе]=10,8-10-« Па

К

Для условий данной залежи минимальное забойное давление фонтанирования будет меньше давления насыщения, поэтому для его определения воспользуемся зависимостью (7.3), решая уравне­ние численным методом. Примем длину подъемника равной глу­бине скважины Н = 1960 м. При определении плотности жидкости воспользуемся теми же допущениями, что и при решении задачи 7.1:

Рж = [(рнд 4- Рнп)/2] (1 - Яв/100) + РвЯв/ЮО = [(840 + 680)/2] - 0,8 +

+ 1100-0,2 = 828 кг/м3.


148



Подставляем найденные значения в (7.3)


^212 —


103


10,8- 1Q—6 Рзаб+1 840 2


10*) (* ш") =


0,388-1960(1960-828-9,81 — РзабЮ6+ 1-10»)
62°’5 (^зав — 0' ^ 'в (Раав/О


Минимальное давление фонтанирования рзаб min = 8,37 МПа.

Задача 7.4. При эксплуатации залежи, характеристика которой дана в предыдущей задаче, минимальное забойное давле­ние задано равным 75 % от давления насыщения. Определить об­водненность продукции, при которой скважины с внутренним диа­метром НКТ 76 мм прекратят фонтанировать.

Решение. Длина подъемника равна глубине скважины, поэтому


Рб = Рзаб = 0,75/?Нас = 0,75-16,6 = 12,45 МПа.

По (7.3.), выражая плотность жидкости по (7.7), определяем максимальную обводненность продукции фонтанных скважин при d 76 мм:

IQOd0,5 (рзаб - Py)lg-^ (г- 10 *-2—£33«±£)lA __

Ру \ Рид 2 /

п — 38,8Я (tfgрн — рзаб + Ру) =

  1. (рзаб -Ру)ЧР-^(г- Ю3 — ^-£!«±Ру ) +

Ру \ Рид 2 /

+ 0,388Я^(рв-рн)

100-760,5(12,45-1)- 106lg-^^-/212- Ю3-10’8'10 -*—-2ъ45+1 lQe\ _ ' 1 \ 840 2 /

76°'5 (12,45-1)- 106lg^^-/212-103 ^-8'--° 8 1
10s) J-

' 1 [ 840 2 JT

- 38,8-1960-[1960-9,81-760 - (12,45 - 1)-10°J =6Qb% ,0)

+ 0,388-I9602-9,81 (1100 —760) ’ 1 ' ’

Здесь, как и в предыдущей задаче, за рн взято среднеарифмети­ческое значение плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях.

Таким образом, в условиях данного месторождения при огра­ничении забойного давления величиной 12,45 МПа скважины пре­кратят фонтанировать при обводненности 60 %.

Следует отметить, что использованная здесь методика определе­ния условий фонтанирования дает приближенные результаты, так как она не учитывает влияния на эти условия дебитов скважин. Полученные цифры граничных характеристик работы фонтанных скважин являются средними для условий данного месторождения.


149








Выбор диаметра НКТ с учетом условий в начале и конце фонтанного периода работы скважины

Задача 7.5.v Определить диаметр фонтанного подъемника с учетом условий в начале и конце фонтанирования для скважины со следующими геолого-технологическими условиями. Глубина залегания продуктивного пласта 1100 м; диаметр эксплуатацион­ной колонны 146 мм; пластовое давление 11,6 МПа; давление на­сыщения 9,2 МПа; газовый фактор Г = 73,6 м3/т; плотность пла­стовой нефти р„ пл = 770 кг/м3; дегазированной рнд = 860 кг/м3; плотность пластовой воды рв = 1100 кг/м3. Залежь намечено раз­рабатывать с поддержанием пластового давления на уровне началь­ного, минимальное допустимое забойное давление равно 75 % от давления насыщения, р
забгтп = 6,9 МПа; минимальное давление на устье ру min = 0,5 МПа. Коэффициенты продуктивности из­меняются при обводнении скважин (рис. 7.2). Скважины проекти­руют переводить на механизированный способ эксплуатации при снижении дебита нефти до 10 т/сут. Результаты испытания пласта, проведенные в данной скважине, показали, что продукция ее без­водная, а коэффициент продуктивности 42,5 т/(сут-МПа).

Решение. Определим диаметр подъемника в конце фонта­нирования. Будем исходить из того, что подъемник в этот период должен работать на оптимальном режиме, так как в конце фонта­нирования количество поступающей на забой скважины пластовой энергии будет минимальным, тогда


dK = 400





Ржк^ к Рбк Рук





QkH к


РжкЯ^к — Рбк “Ь Рук


(7.11)


Индекс к в (7.11) означает, что соответствующие параметры
нужно брать для условий конца фонтанирования; рб и ру — дав-
ления на башмаке и устье подъемника длиной Я; рж — средняя
плотность жидкости; Q — массовый дебит; d — диаметр подъем-
ника.

Чтобы определить параметры для расчета по (7.11), установим
изменение дебита данной скважины по жидкости и по нефти в за-
висимости от обводненности. Расчеты производят в следующей
последовательности. Задаемся забойным давлением и по (7.10)
определяем обводненность продукции скважины, при которой она

прекращает фонтанировать при за-

данном давлении. Это действительно,
когда Рзаб < Рнас- ЕСЛИ р3аб > Рнас,

то для определения максимальной


Рис. 7.2. Изменение относительного коэф-
фициента продуктивности К скважины в
зависимости от обводненности продукции
пв





150




Параметр
0
20
38
53,3
67,3
73,1
84.2

Рзаб. МПа
6,9
6,9
6,9
8,0
9,2
9,71
10,78

рб, МПа
6,9
6,9
6,9
8,0
9,2
9,2
9,2

Н, м
1100
1100
1100
1100
1100
1050
950

0ж. т/сут
200
150
108
62,8
42,9
38,6
21,3

Qн, т/сут
200
120
67
29,3
14,0
10,4
3,4

п50,3’ %
—
—
33,8
50,0
64,9
71,1
83,0


Отметим некоторые особенности расчета.

  1. С увеличением давления на башмаке подъемника дебит сква-
    жины будет изменяться не только за счет изменения коэффициента
    продуктивности вследствие ее обводнения, но и в связи с умень-
    шением депрессии на пласт.

  2. При РзабСРнас расчеты проводим по (7.10), задаваясь дав-
    лением на башмаке (рб = р    заб), при этом длина подъемника Я
    равна длине колонны НК.Т и в нашем случае практически равна
    глубине скважины.

  3. При Рзаб = Ркас расчеты по (7.10) и (7.12) приводят к од-
    ному и тому же результату.

W 4. При Рзаб>Рнас расчеты проводят по (7.12), задаваясь
длиной подъемника Я, которая будет меньше длины НК.Т. Дав-
ление на башмаке будет постоянным и равным р„ас. Для примера
приведем расчет режима, параметры которого даны в предпоследнем
столбце табл. 7.1.

Для Я = 1050 м определим по (7.12) максимальную обводнен-
ность продукции

100-62° 5 (9,2 — 0,5) 106Ig (9,2/0,5) [73,6 — 103 (б.96- 10-б/860) X

пъ =-

  1. (9,2 — 0,5) 10® lg (9,2/0,5) [73,6—103 (6.96-106/860) X

X 0,5-106]/2 — 38,8-1050(1050-815-9,81—8,7-106) = ?3 }

X 0,5- 106]/2 + 0,388- 10502 - 9,81 (1120 — 815)

Забойное давление найдем по (7.5)

Рзаб = Рнас + Ржg (L - Я)=9,2+1038• 9,81 (1100-1050)- Юе=9,71 МПа,

где глубина скважины L = 1100 м, а
плотность жидкости определим по (7.7)

Рж — Рн (1 — /100) 4“ рв«в/100 =

= 815-0,269 + 1120-0,731 = 1038 кг/м3.
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru