Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Тоді з формули (7.6) визначають дебіт Q і відповідно мінімальний

вибійний тиск фонтанування

вт

(див.

§ 7.1).

Зазначимо, що обводненість продукції п

кінця фонтанування, яку

задають для розрахунків, доцільно обґрунтовувати техніко-еконо-

мічними розрахунками.

Свердловини другого

третього типів

У фонтанних свердловинах другого типу башмак НКТ має бути

там, де починається виділення газу з нафти, а в свердловинах третього

типу НКТ опускають до верхніх отворів фільтра.

Значини довжини труб L і вибійного тиску р

розраховують з

використанням умови газліфтного фонтанування (7.19)

(див.

7.1).

Зазначимо, що для розрахунку діаметром труб d задаємося залежно

від

дебіту (за р

6 МПа):

Q, т/добу 10...20 20...50 50... 100 100...200 >200

(умовний) 43 60 73 89 102

Здебільшого умовний діаметр задаємо рівним 73 мм, оскільки

діаметр неістотно впливає на результат розрахунку довжини труб L і

вибійного тиску

[

Якщо довжину труб L і діаметр d необхідно задати з інших

технологічних міркувань (руйнування пласта і винесення піску,

>0,75

конусоутворення води чи верхнього газу і т.д.), то з умови

фонтанування можна розрахувати обводненість продукції п

в кінці

періоду фонтанування.

Діаметр НКТ для свердловин другого і третього типів

розраховують з формули продуктивності О.П. Крилова (6.15) на

оптимальному режимі для кінця фонтанування, тобто

381

0,263

PS J 6KJPJL

(7.25)

P\-P2

\Lpg-{pi-p

)

Дебіт кінця фонтанування g

= Q

і обводненість «

беруть згідно

з проектом розробки покладу.

Якщо розрахований діаметр труб не дорівнює стандартному, то

беруть або ближчий менший стандартний діаметр, що забезпечить

роботу піднімача між Q

і Q-nax (див. рис. 6.3), або розраховують

ступінчасту

колону

труб

за

формулою:

-d

-т_т

І2~—

— ' 1

«2 ""І

де

1\,І2

—

довжини нижньої

верхньої секцій НКТ відповідно меншого

d\ і більшого dj стандартних діаметрів.

Розрахований діаметр НКТ має забезпечувати відбір на початку

періоду фонтанування Q

, який знаємо із проекту розробки покладу.

Тому піднімач перевіряємо на максимальне подавання

MaKC

за

формулою О.П. Крилова (6.14) для умов початку фонтанування. Для

розрахунку невідомий гирловий тиск р2 на початку фонтанування

визначаємо з умови газліфтного фонтанування на максимальному

режимі:

^еф ^ Яотах

(

)

або

(,-.,).

МИСІ£й!_,

(7.27)

' (Р\ - P2)P0

lr]

•а

'Р\+Рг ,

Ро

де /?і =p

in або

р\=р

;

звичайно п

=0.

Співвідношення (7.27) розв'язуємо графоаналітично або методом

ітерацій з допомогою ПЕОМ.

382

Якщо 2макс^бпоч> то опускаємо НКТ діаметром d

, який

задовольняє кінцеві і початкові умови фонтанування.

Якщо

max

< Q

перераховуємо діаметр на початкові умови за

формулою О.П. Крилова (6.14), в якій беремо

MaKC

Q„

іпоч-

Lpg

no4

0,263

J—^- V£W

(7-28)

\Р\-Рг

Якщо d

не збігається зі стандартним діаметром, то беремо

ближчий стандартний діаметр, що забезпечує роботу піднімача між

іімакс

Уопт-

Якщо

n04

перевищує максимально можливий діаметр труб, які

можна опустити в дану експлуатаційну колону, то вирішуємо питання

можливості фонтанування свердловини по трубах і по затрубному

простору. Особливості розрахунку за таких умов розглянуто в главі 8.

Приклад. Визначити глибину опускання L і діаметр d піднімальних труб,

вибійний тисків, гирловий

тиск/>2 поч

на

початку фонтанування за таких вхід-

-3 3 -3 3

них даних: дебіт g

no4

=210 м /с;

м /с; гирловий тиск/?2 к

0^ МПа;

З З

тиск насичення нафти газом р

= 14 МПа; газовий фактор

GQ=

140 м /м ;

коефіцієнт розчинності газу в нафті гХр= 10 Па ; густина нафти в умовах

З З

свердловини р

=870 кг/м ; густина води р

= 1020 кг/м ; глибина сверд-

ловини Н=2200

м;

обводненість продукції початкова

вп

= 0 і кінцева

=0,7.

Розв'язування Розрахунок виконуємо для умов кінця і початку

фонтанувані

ія 1 'о

фаховуємо:

густину рідини в кінці фонтанування

= р„(1-/і

вк

)

Ивк= 870(1-0,7)+ 1020-0,7

= 975

кг/м

;

(14-0,5) 10

,„,„

=- — =1413 м;

975-9,81

ефективний газовий фактор у кінці фонтанування

"еф к

140

-іо-

-о,і .,о

(1-0,7)

= 20,55

/м

;

383

максимально можливу глибину опускання труб

1 = 05

,„,,

,,,,2 14,18 1413 20,55 0,062

0,1 10

, 14

1413

+ , 1413 +— '

—

V 975 9,81 0,5

1887 м

(задались d =

0,062

м);

вибійний тиск

= 14 10

+(2200-1887) 975 9,81 = 17 10

Па,

діаметр труб у кінці фонтанування

-З

А т« 1887 975 9,81 10

1887 975 9,81

0,263

у- 3 =

0,048

(14-0,5) 10

\ 1887 975 9,81 -(14-0,5) 10

(беремо d

0,0403

м);

гирловий тиск />2п на початку фонтанування методом ітерацій зі

співвідношення

,40-10-

(

±Z2lL_o,l| Ю

0,282(1887 870 9,81)

0,0403°'

(14-р

?п

) 0,1 10

1п~^-

Р2п

2п

0,6 МПа,

дебіт на максимачьному режимі для умов початку фонтанування

£W

«004031(14-0^ „.з

/с

(1887 870

9,8\)

(оскільки Q

MaKC

беремо

0,0403

м).

Отже

маємо,

L = 1887 м;

0,0403

м;

МПа;

2п

0,6

МПа.

§ 7.5 Технологічний розрахунок фонбтанного піднімача з

використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта

Для проектування фонтанної експлуатації необхідно узгодити між

собою величини Q

(абор

pi,

Стосовно

артезіанського

фонтанування аналітичний зв'язок між

цими параметрами існує у вигляді умови фонтанування (7.6), згідно з

якою визначаємо один із параметрів (найчастіше Q) за відомих інших

(заданих з інших міркувань).

384

Стосовно газліфтного

фонтанування

простих і достатньо точних

формул (окрім формул О.П. Крилова для оптимального і макси-

мального режимів), які пов'язують ці параметри, не існує. Тому для

розрахунку гирлового тиску рі за відомого вибійного тиску р

(або

навпаки) доводиться виконувати чисельне інтегрування рівняння

(6.25) руху газорідинної суміші за будь-якою методикою, розглянутою

в § 6.4. При цьому неминуче дістаємо значини тиску в проміжних

точках стовбура свердловини p(z), які в принципі не потрібні.

Використання кривих розподілу тиску вздовж ліфта p(z) дає змогу

розширити проектні розрахунки і вивчити особливості і різні режими

фон

ганування.

Для проектування виходимо з того, що дебіт Q і рівняння припливу

(або індикаторна діаграма) відомі. Існує кілька методик графічного

узгодження параметрів фонтанування. Може вивчатися один випадок

заданого дебіту свердловини Q або вся область можливих і

неможливих умов фонтанування. У загальному випадку

найдосконаліша в методичному плані методика полягає ось у чому.

Задаємося рядом значин вибійного тиску

<р

Для заданих

значин р

визначаємо відповідні значини дебіту Q із рівняння

припливу або із індикаторної діаграми.

Залежно від знайдених значин дебіту Q задаємося одним діаметром

НКТ d (див. § 7.4). Вважаємо, що труби мають бути опущені на

глибину початку виділення

і^азу

(свердловини другого типу) або до

верхніх отворів фільтра (свердловини третього типу).

Далі згідно з одною із методик, поданих у § 6.4, розраховуємо

розподіл тиску p(z) для кожного дебіту Q за принципом "знизу вверх",

починаючи від точки вибою з відомим вибійним тиском р

, який

відповідає дебіту Q,

визначаємо гирловий тиск;?? (рис. 7.5, а).

385

&p^

Р(Рз)/'

Рт

P2mi.i Р

ШІ

Рисунок 7.5 - Криві розподілу тиску piz) уздовж стовбура свердловини (а) і

узгодження (б, в) роботи пласта Q{p

) з роботою фонтанного

піднімача бпід(Рв) за різних характеристик залежності р2(Рв)

Якщо зазначена умова відносно глибини опускання труб не

виконується, то можливими

такі випадки:

\.р\

=р

-труби опущено до вибою:

а)р

<р

НКТ рухається газорідинна суміш;

б)р

>р„ - в НКТ рухається негазована рідина в інтервалі від р

до

а вище - газорідинна суміш.

р\ <р

- башмак НКТ встановлено вище вибою на відстані

h^-H L, де Н - глибина свердловини до рівня середини

інтервалу перфорації; h - довжина інтервалу перфорації:

а)

<р

- в експлуатаційній колоні на відстані /?б і в НКТ

рухається газорідинна суміш;

386

6)р

>Ри ~зар\<р

в експлуатаційній колоні вщр

д,ор»

рухається

негазована рідина,

далі

експлуатаційній колоні

і в

НКТ

газорідинна суміш; за р\ =р

експлуатаційній колоні від вибою до

башмака НКТ рухається негазована рідина,

а в

НКТ

газорідинна

суміш; зарі >р

експлуатаційній колоні

в НКТ до рівня тиску р

рухається негазована рідина, а вище в НКТ

газорідинна суміш.

Розрахунок руху негазованої

рідини

розглянуто в

7.1.

У результаті отримуємо сукупність відповідних один одному

даних:

, Q \pj, причому звичайно

Рв

> Рв> Рв

>•••

Q'<Q"<Q

<..\

(7.29)

Рг

Рі> Рі>-_

Будуємо графіки

Q(p

) і

ргіРв),

які

відображають спільну

узгоджену роботу пласта

фонтанної свердловини (див.

рис.

7.5, б, в).

На осі тиску

рі

відкладаємо тиск р

на початку викидної лінії, який

забезпечує надходження продукції свердловини на пункт збирання. Цей

тиск

мінімальним гирловим тиском

для

фонтанної експлуатації

свердловини, тобто

=р2хшп-

Величині гирлового тиску

/>2mm

відпові-

дають мінімальний вибійний -шскр

впт

найбільший фонтанний дебіт

Q§.

Можливі режими фонтанування для умов даної свердловини показано

штриховими лініями

на осях

графіка,

зображеного на

рис.

7.5,

б.

Якщо встановити режим роботи свердловини за робочого вибійного

тиску р

вр

, то йому будуть відповідати дебіт Q

гирловий тиск pip,

надлишок гирлового тиску Лр

=р

~рір витрачатиметься у штуцері.

Зазначимо,

що

залежність ріірв) може мати різний характер:

монотонний, мінімуму або максимуму р

. Найраціональнішим буде

режим за^

втт

387

Подібні розрахунки і побудови доцільно виконувати для різних

значин діаметра труб d. За графічною залежністю Q(d) можна

обфунтувати вибір раціонального (в конкретних умовах) або макси-

мального дебіту свердловини. За такого проектування не можна гово-

рити про режими оптимального або максимального подавання,

оскільки зі зміною припливу Q режим роботи піднімача змінюється.

Контрольні питання

За рахунок яких видів енергії відбувається фонтанування нафтових

свердловин?

Що означає мінімальний вибійний тиск фонтанування? Як його

розраховують?

Чому фонтанний піднімач доцільно розраховувати стосовно до кінцевих

умов фонтанування?

Як можна розрахувати тиск на вибої фонтанної свердловини, знаючи

тиски на поверхні?

За яких тисків на вибої

можливе

фонтанування свердловини?

6. Які заходи вживають для того, щоб не наступило відкрите

фонтанування?

Які дані необхідно знати, щоб запроектувати фонтанну експлуатацію

свердловини?

8. Для чого і за яких умов встановлюють штуцер на гирлі фонтанної

свердловини?

9. Якщо свердловина перестала фонтанувати, то чи можна продовжити її

роботу фонтанним способом? Відповідь обгрунтуйте.

10.

Для чого у фонтанних свердловинах потрібні насосно-компресорні

труби? Відповідь обфунтуйте.

388

ГЛАВА

ГАЗЛІФТНА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

§8.1 Суть, різновиди й область застосування газліфтного способу

експлуатації

Свердловини після припинення фонтанування переводять на

механізовану експлуатацію, одним із способів якої

газліфтний спосіб.

Газліфтна експлуатація, за якої кількість газу, що його не вистачає для

піднімання рідини, запомповують у свердловину з поверхні, є, по суті,

продовженням фонтанної експлуатації.

У міру розробки родовища умови експлуатації свердловин

погіршуються: а) обводнюється продукція -збільшується гідро-

статичний тиск стовпа флюїдів, утворюється високов'язка

емульсія, зростають втрати тиску на тертя у стовбурі та викид-

ній

лінії,

що призводить до зростання тисків вибійного р

гирлового р2, зменшується ефективний газовий фактор G

§ і

збільшується необхідна питома витрата газу

RQ;

б) за відсутності

застосування або недостатньої ефективності процесу ППТ

можливе зменшення пластового тиску р

пл

, а також тисків

вибійного р

і біля башмака НКТ р\, що спричинює збільшення

необхідної питомої витрати газу

./?о

(див.

криву

Roo

на

рис.

7.2,

б).

А це

призводить до порушення умови фонтанування

(див.

§ 7.1).

Оскільки умові

Сеф

=RQ

відповідає вибійний тиск/>

вт

щ,

а/?

вт

іп

<р

то свердловина припиняє фонтанування за

певного

дебіту

Q >

389

Із рис. 7.2 бачимо, що зі збільшенням вибійного тиску р

зменшується необхідна питома витрата газу

RQ,

тому застосування

процесу ППТ подовжує період фонтанування до настання певної

обводненості продукції «

, а якщо гідропровідність пласта достатньо

велика, то іноді навіть до

100%

обводненості продукції.

Якщо пластову енергію, яка у свердловині виражена ефективним

газовим фактором G

§, поповнювати запомповуванням газу у

свердловину з поверхні, то створюватимемо штучне фонтанування,

яке в такому випадку називаємо газліфтним підніманням, а спосіб

експлуатації-

газліфтним.

Тоді

умову роботи

газліфтного піднімача

(газліфта) аналогічно умові газліфтного фонтанування можна

записати у вигляді:

Сеф + ^Озал^-Яо, (8.1)

^о зап

- питома витрата запомповуваного газу (віднесена до витрати

рідини, яка піднімається).

Як газ можна використовувати повітря або вуглеводневий газ. Тоді

піднімач відповідно називають ерліфтом або газліфтом. Перевага

ерліфта - необмеженість джерела повітря. У разі використання

газліфта на відміну від ерліфта досягаються повна утилізація газу,

збереження й утилізація легких фракцій нафти, утворення у

свердловинах, які обводнюються, менш стійкої водонафтової емульсії,

для руйнування якої потрібні менші витрати. Тому нині застосовують

тільки газліфт.

Газ можна подавати за допомогою компресора. Такий різновид

газліфта називають

компресорним.

Як газ можна використовувати

нафтовий або природний вуглеводневий газ. Нафтовий газ відсепаро-

вують від нафти, яка видобувається, піддають промисловій підготовці і

запомповують у газліфтні свердловини

(замкнений газчіфтний

цикл).

390