Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
СОДЕРЖАНИЕ
бойного давления фонтанирования и де-
бита скважины от обводненности продук-
ции
152
По рис. 7.2 определяем относительный коэффициент продуктивности К = 0,48 при пв = 73,1 %. Найдем дебигы скважины по жидкости и нефти:
Определенный дебит по нефти практически равен предельному для фонтанной эксплуатации скважин на этой залежи. Поэтому характеристики этого режима примем за условия конца фонтанирования и по (7.11) найдем диаметр подъемника
X
V-
V'
1038-1050
(9,2 — 0,5) -10е
X
38,6-1050
1038 9,81 1050 — (9,2 — 0,5)-106
= 38,6 мм.
Согласно методике расчета газожидкостного подъемника необходимо взять стандартные трубы ближайшего меньшего диаметра. Исходя из того, что глубины скважин на данном месторождении небольшие, планируем использование более дешевых гладких труб. Минимальный внутренний диаметр гладких НКТ равен 40,3 мм. Принимаем d = 40,3 мм.
Проверим, обеспечат ли НКТ выбранного диаметра дебит в начальных условиях фонтанирования при работе подъемника на максимальном режиме. Определим дебит скважины из условия совместной работы системы газожидкостной подъемник — пласт при минимальном давлении на устое:
15-10-V Озаб - РУУ’5/(р°ж5Н1’5) = К (рпл - Рзаб), (7.13)
15-10 8- 40,За (рзаб — 0,б)1,5 -109/(8150,5-11001’5) = 42,5(11,6 — Рзаб).
Из (7.13) Рзаб = 7,5 МПа, что соответствует дебиту системы Q* = <3н = 174,5 т/сут.
Подъемник с внутренним диаметром, определенным из условий конца фонтанирования, не обеспечивает планируемый отбор в начале фонтанирования.
Определим диаметр подъемника из условий начала фонтанирования при работе его на максимальном режиме
Индекс н означает, что соответствующие параметры относятся к условиям начала фонтанирования. Принимая за давление на башмаке подъемника минимальное забойное, а также минимально возможное давление на устье, рассчитаем диаметр
153
Спускаем в скважину колонну НКТ с ближайшим большим стандартным внутренним диаметром d = 50,3 мм. Устанавливаем запланированный дебит, подбирая диаметр штуцера.
Для оценки влияния диаметра подъемника на условия фонтанирования определим по (7.10) и (7.12) максимальную обводненность продукции при различных забойных давлениях для выбранного диаметра подъемника d = 50,3 мм (см. табл. 7.1, нижняя строка).
ГРАФИЧЕСКИЙ СПОСОБ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ И РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН [24]
Для расчета фонтанных скважин необходимо располагать рядом номограмм типа представленной на рис. 7.4. построенных для труб различного диаметра при разных обводненностях продукции. Параметром кривых является дебит жидкости. В условиях эксплуатации месторождений с поддержанием пластового давления газовый фактор не зависит от дебита скважины. Кривые р — / (Я) рассчитывают по одной из методик, рассмотренных в гл. 5.
Располагая зависимостями р = /(Я) строят характеристические кривые подъемника — изменение давления на башмаке подъемника от его дебита при фиксированных давлениях на устье (рис. 7.5). Для данного месторождения строят характеристические кривые для диаметров труб, которые предполагают использовать при его разработке. Помимо диаметра, кривые зависят от длины подъемника. Глубина скважин на месторождении может быть различной. Чтобы избежать большого числа построений, длина подъемника Я для расчета характеристических кривых принимается постоянной, например, равной минимальному расстоянию от устья до верхних отверстий фильтра. В более глубоких скважинах при рассмотрении совместной работы пласта и подъемника пластовое и забойное давления приводят к уровню Я.
давления по длине колонны газожидкостного подъемника
НКТ при различных дебитах скважины
154
Характеристические кривые подъемника приведены на рис. 7.5. для трех устьевых давлений, метод их построения пояснен на рис. 7.4 для устьевого давления ру1. Зная давления на устье и имея кривую распределения давления при дебите Qlf определяют давление на башмаке подъемника рб1, отстоящем от устья на расстоянии Н (см. рис. 7.4). По координатам Qx и рбх на рис. 7.5 находят точку /. Затем на рис. 7.4 находят давление на башмаке Рбг для дебита Q2 и наносят точку 2 на рис. 7.5. Таким же образом на рис. 7.5 строят точки для дебитов Q3, Q4, Q5. Соединяя точки, получают характеристическую кривую подъемника при давлении на устье ру1. Подобные характеристические кривые строят при различных устьевых давлениях для подъемников разного диаметра.
Задача 7.6. Определить внутренний диаметр колонны НКТ для эксплуатации фонтанным способом скважины, пробуренной на залежь, со следующими промысловыми характеристиками: глубина залегания продуктивного пласта 1700 м; пластовое давление 16 МПа; плотность дегазированной нефти 867 кг/м
3; пластовой 783 кг/м3; плотность попутной воды 1000 кг/м3; давление насыщения 8,25 МПа; газовый фактор 40 м3/м3; плотность газа 1,13 кг/м3; минимальное давление на устье 0,5 МПа; максимально допустимая депрессия при эксплуатации скважин Артах = 4,5 МПа. Коэффициент продуктивности скважины 30 т/(сут МПа).
Решение. Для условий данной залежи по обобщенным зависимостям В. Г. Трона были построены кривые изменения давления вдоль лифтов с внутренним диаметром труб 50,3; 62 и 76 мм в широком диапазоне изменения дебитов.
Располагая кривыми р = f (Н) и воспользовавшись методикой, описанной выше, строим характеристические кривые (рис. 7.6) зависимости давления на башмаке подъемника от его дебита для различных диаметров НКТ и минимального устьевого давления 0,5 МПа (при построении принято Н = L = 1700 м), а также индикаторные кривые продуктивного пласта. Для этого на оси ординат откладываем пластовое давление рпл = 16 МПа и Рзабпнп = = Рпл—Артах = 16—4,5 =11,5 МПа, считая, что пластовое и забойное давления приведены к уровню L — 1700 м. На уровне Рзаб проводим горизонтальную линию, которая пересекает характеристические кривые для диаметров подъемника 50,3 и 62 м. Точки пересечения на восходящей ветви характеристических кривых соединяем с точкой пластового давления на оси ординат, получая индикаторные линии пласта. По графику определяем коэффициенты продуктивности индикаторных прямых К'= 115/4,5 = 25,5 т/(сутх хМПа); К" = 265/4,5 = 81 т/(сут-МПа).
Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. При заданных депрессии и устьевом давлении чем больше коэффициент продуктивности скважины
Решение. Для условий данной залежи по обобщенным зависимостям В. Г. Трона были построены кривые изменения давления вдоль лифтов с внутренним диаметром труб 50,3; 62 и 76 мм в широком диапазоне изменения дебитов.
Располагая кривыми р = f (Н) и воспользовавшись методикой, описанной выше, строим характеристические кривые (рис. 7.6) зависимости давления на башмаке подъемника от его дебита для различных диаметров НКТ и минимального устьевого давления 0,5 МПа (при построении принято Н = L = 1700 м), а также индикаторные кривые продуктивного пласта. Для этого на оси ординат откладываем пластовое давление рпл = 16 МПа и Рзабпнп = = Рпл—Артах = 16—4,5 =11,5 МПа, считая, что пластовое и забойное давления приведены к уровню L — 1700 м. На уровне Рзаб проводим горизонтальную линию, которая пересекает характеристические кривые для диаметров подъемника 50,3 и 62 м. Точки пересечения на восходящей ветви характеристических кривых соединяем с точкой пластового давления на оси ординат, получая индикаторные линии пласта. По графику определяем коэффициенты продуктивности индикаторных прямых К'= 115/4,5 = 25,5 т/(сутх хМПа); К" = 265/4,5 = 81 т/(сут-МПа).
Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. При заданных депрессии и устьевом давлении чем больше коэффициент продуктивности скважины
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988
Смотрите также:
| 2014 biblioonline ru |