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

Рис. 7.6. Определение диаметра ко- Рис. 7.7. Определение режима ра-

лонны НКТ для фонтанной сква- боты фонтанных скважин

жины

Коэффициент продуктивности нашей скважины К —

= 30 т/(сут-МПа), т. е. больше, чем К'. При совместной работе пласта и подъемника с диаметром 50,3 мм в нашей скважине максимально допустимая депрессии не будет достигнута. Следовательно, нужно выбрать следующий стандартный диаметр — 62 мм. Для скважины, у которых К>К", нужно брать диаметр НКТ 76 мм. Если коэффициент продуктивности пробуренной на данную залежь скважины окажется меньше К.', в нее лучше спустить колонну НКТ диаметром 50,3 мм.

Задача 7.7. Для фонтанной скважины, диаметр колонны НКТ которой подобран в предыдущей задаче, требуется установить режим работы при максимально допустимой депрессии на пласт.

Решение. Пользуясь теми же зависимостями р = /(Н), построены (рис. 7.7) характеристические кривые газожидкостного подъемника диаметром 62 мм, который спущен в скважину, при различных давлениях на устье. На этот же график накладываем индикаторную линию нашей скважины К = 30 т/(сут-МПа).

Определим максимально допустимый отбор

Qo = КДртах = 30-4,5 = 135 т/сут.

Этому дебиту на индикаторной линии соответствует точка А —■ точка совместной работы пласта и подъемника при р_у0 = 0,82 МПа. Давление р_у0 определяем интерполяцией.

Итак, чтобы обеспечивать из скважины планируемый отбор, необходимо поддерживать давление на устье 0,82 МПа.

3 а д а ч'а 7.8. Определить предельные условия фонтанирования для скважины, эксплуатирующей залежь, со'следующими промысловыми характеристиками:’’ глубина залегания продуктивного пласта 1700 м; пластовое давление 14 МПа; плотность дегазированной нефти 860 кг/м³, пластовой 800 кг/м³; плотность воды 1180 кг/м³, давление насыщения 8,92 МПа; газовый’фактор 47 м³/м³; плотность

156

К, т/(Сут МПа)

~~Рис. 7.8.~~ Изменение коэффициента продуктивности
в зависимости от обводненности продукции

70

«7 п_ь%

минимальное давление на Залежь разрабатывается пластового давления на зависимость коэффициента

газа 1,38 кг/м³;
устье 0,3 МПа.
с поддержанием
уровне 14 МПа,

продуктивности от обводненности представлена на рис. 7.8. Вну-
тренний диаметр фонтанных труб, находящихся в скважине, 62 мм.

Решение. Для условий залежи (девон Ромашкинского ме-
сторождения) А. А. Брискманом по методике ВНИИ были построены
кривые изменения давления вдоль подъемника для труб различного
диаметра, для различных дебитов скважин и обводненности про-
дукции.

Пользуясь зависимостями р = / (Я), на рис. 7.9 построены ха-
рактеристические кривые для подъемника диаметром 62 мм, устье-
вого давления 0,3 МПа и различной обводненности, а также ин-
дикаторная линия при п_в = 0 % для К = 100 т/(сут-МПа) и
Рпл = 14 МПа. Точка пересечения индикаторной линии с характе-
ристической кривой подъемника при нулевой обводненности по-
зволяет определить режим фонтанирования необводненной сква-
жины: р

_заб = 11,12 МПа и Q = 288 т/сут.

Далее на графике (см. рис. 7.9) строят индикаторные линии для
"различной обводненности продукции, используя зависимость К =

Рис. 7.9. Определение предельных условий фонтанирования (цифры на кривых — обводненность, %)

157

"в- *	К, т/(сут-МПа)	Рзаб’ ^МПа	<2_Ж, т/с
0	100	11,12	288
30	83	12,22	148
40	65	12,82	77
50	36	—	—

Как видно из графика (см. рис. 7.9), при обводненности 50 % индикаторная линия не пересекает характеристическую кривую подъемника, т. е. фонтанирование при этой обводненности невозможно. Но скважина фонтанирует при п

_в = 40 %. Следовательно, предельная обводненность фонтанной скважины находится между ними. Интерполяцией определяем, что фонтанирование прекращается при «_в = 42,5 %. При этой обводненности К = = 60 т/(сут-МПа) (см. рис. 7.8), забойное давление 13,17 МПа, дебит по жидкости 50 т/сут, дебит по нефти Q„ = 29 т/сут.

Таким образом, предельные условия фонтанирования: п_в = = 42,5 %; Q_x = 50 т/сут; Q_H = 29 т/сут; р_заб = 13,17 МПа.

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

Газлифтный способ эксплуатации скважин — механизирован" ный способ добычи с использованием для подъема на поверхность пластовой жидкости энергии вводимого в скважину компримированного газа.

Важной особенностью газлифтного способа является широкий диапазон возможных подач, что позволяет его использовать для эксплуатации скважин как с низкими (менее 40 м³/сут), так и высокими дебитами (до 1600 м³/сут), а также скважин с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения.

В зависимости от конкретных условий месторождения и геологотехнических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. В первом случае газ непрерывно вводят на заранее установленной глубине в подъемную колонну. Во втором газ подают периодически, по мере накопления определенного объема жидкости в подъемных трубах выше запланированного места ввода газа. Решение о возможности применения непрерывного или периодического газлифта в малодебитных скважинах (Q* _ст< — 40 м³/сут) зависит главным образом от двух факторов:

рационального использования газа, т. е. обеспечения нормальной работы скважины при минимальном удельном расходе газа

R_r\

определения рациональной депрессии на пласт во избежание разрушения его.

158

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

Смотрите также:










2014 biblioonline ru