Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т., Елисеева Е.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды

Подождите немного. Документ загружается.

161

визны переднего и заднего фронта капли. Следовательно, для

проталкивания капли через пористую среду перепад давления

на ней должен составлять величину порядка капиллярного дав-

ления. В сделанных предположениях длина деформированной

капли имеет длину порядка размера пор г , следовательно, гра-

диент давления для проталкивания капли должен быть равен:

^га(1

р^Р^

^1^ = 1000 МПа/м.

г 6-10

Таким образом, для проталкивания капли через пористую

среду необходим градиент давления в десятки и сотни МПа/м.

Результаты данных оценок согласуются с оценками, приведен-

ными в работе [45]. Гидродинамический градиент давления в

залежах, реализуемый при разработке нефтяных месторожде-

ний на порядки меньше. Следовательно, подвижной может бьггь

только связная (непрерывная) часть каждой из фаз, которые

насыщают пористую среду, [42, 43, 44, 45, 46, 47].

Из сделанных оценок капиллярных сил и градиентов давле-

ний можно утверждать, что:

• распределение фаз в порах продуктивного коллектора оп-

ределяется в основном капиллярными силами, которые явля-

ются функцией:

— геологических условий формирования залежей;

— петрофизической характеристики коллектора;

— неоднородности продуктивных пластов;

— физико-химических свойств флюидов и др.

И И.И. Дунюшкин

162

Глава

Динамика изменения термобарических условий

при

движении пластовой нефти от забоя до устья

в системе промыслового обустройства

3.1.

Вел^ина

давления на

устье добывающих скважин

—

компромисс требований

надежной работе скважинного

оборудования

снижению затрат

на

сбор скважинной

продукции

В соответствии с нормами технологического проектирова-

ния объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды

нефтяных месторождений (ВНТП 3-85) на месторождениях дол-

жен осуществляться однотрубный герметизированный сбор сква-

жинной продукции до пунктов первой ступени сепарации до-

бываемой нефти или до центральных пунктов сбора (ЦПС).

Нефтяной газ первой ступени сепарации должен иметь давле-

ние,

достаточное

для

обеспечения его бескомпрессорного транс-

порта до ЦПС, газоперерабатывающего завода (ГПЗ), на соб-

ственные нужды или другим потребителям. Нормами ВНТП 3-

85 предусматривается требование, в соответствии с которым

система сбора скважинной продукции должна обеспечивать

централизацию объектов промыслового обустройства нефтя-

ных месторождений. При обустройстве крупных месторожде-

ний и группы месторождений небольщих по площади и рас-

средоточенных по территории нефтяного района нормами до-

пускается децентрализованное размещение технологических

объектов и сооружений (установок предварительного сброса

воды (УПСВ), сепарационных установок, дожимных насосных

станций (ДНС), компрессорных станций (КС) и так далее).

Оптимальность принятых рещений по децентрализации раз-

мещения объектов промыслового обустройства должна быть

подтверждена путем технико-экономического сопоставления

вариантов нефтепромыслового обустройства месторождений.

Запас потенциальной энергии скважинной продукции при

поступлении ее в систему сбора, транспорта, подготовки не-

фти, нефтяного газа и попутной

воды

должен быть таким, чтобы

163

обеспечить оптимальную централизацию объектов промысло-

вого обустройства и надежность их работы.

С другой стороны, избыточное давление на устье скважин:

• фонтанных

—

сокращает период фонтанирования и сни-

жает дебит;

• механизированных

—

увеличивает нагрузку на насосное

оборудование, снижая надежность его работы, сокращает на-

работку на отказ.

Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить усло-

вия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эф-

фективность работы нефтяного газа в скважине и, как след-

ствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии

как в фонтанных, так и в механизированных скважинах.

Накопленный промышленный опыт эксплуатации промыс-

ловых объектов обустройства нефтяных месторождений пока-

зывает, что типовое давление первой ступени сепарации не-

фти от газа составляет 0,6-0,8 МПа. Как правило, первая сту-

пень сепарации технологически совмещается с ДНС. Между

дне и скважинами находятся групповые замерные установки

(ГЗУ).

Расстояние от устьев добывающих скважин до техноло-

гического объекта промыслового обустройства, на котором про-

изводится первая ступень сепарации нефти от нефтяного

газа, может достигать нескольких километров. Как показали

исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных тру-

бопроводах при движении по ним газожидкостных смесей по-

тери давления могут на 40-50 % превышать аналогичные в го-

ризонтальных трубопроводах. Фактическая величина типово-

го давления на устьях добывающих скважин нефтяных место-

рождений в России составляет 1-1,5 МПа.

Таким образом обоснование проектной величины устьевого

давления представляет собой оптимизационную технико—эконо-

мическую задачу, приоритеты в которой неоднозначны и суще-

ственно зависят от многих факторов, в том числе и конъюнкту-

ры.

Именно поэтому, исходя из сложившейся практики промыс-

лового обустройства нефтяных месторождений, в технологичес-

ких схемах и проектах разработки давление на устье добывающих

скважин принимается по прецеденту в диапазоне 1-1,5 МПа.

164

Давление в скважине на глубине интервала перфорации,

определяющее депрессию на пласт и, как следствие, в соче-

тании с величиной пластового давления и коэффициента

продуктивности скважины, обуславливает величину притока

жидкости и^ пласта. Забойное давление в скважинах различ-

ных нефтяных месторождений меняется в достаточно широ-

ком диапазоне: 5-25 МПа. Время задержки продукции пласта

в скважине зависит от её глубины, дебита, конструкции сква-

жины и глубины спуска приемного устройства погружного

оборудования.

В первом приближении, величина пластового давления в

залежи пропорциональна глубине её залегания.

Исключив из рассмотрения аномально высокие и низкие

пластовые давления, примем, что пластовое давление р^ в ти-

повой залежи определяется гидростатическим давлением стол-

ба воды:

Рп.

9н,о

•

ё-Н , (1.119)

плотность которой (воды Рнго), В первом приближении при-

мем равной 1100 кг/м1

Пусть глубина залегания продуктивного горизонта Н

2500

м. Обсадная колонна в скважине 6 дюймов, то есть наружный

диаметр эксплуатационной колонны 168 мм, толщина стенки

11 мм.

Рассмотрим интервал дебитов скважин по пластовой жид-

кости в диапазоне 10-200 мУсут. Коэффициент продуктивнос-

ти скважины примем равным 10 мУ(сутМПа). Следовательно,

давление в скважине на глубине интервала перфорации будет в

диапазоне 7-26 МПа, например при дебите скважины 10 мУсут

получим:

Рс =/'«.-%^ = 1100-9,81-2500-—10^ =(27-1)10^ = 26МПа.

л 10

Скорость движения продукции пласта в эксплуатационной

колонне скважины равна:

165

^с.е =

Осе _4а,

/з.

пШ

(1.120)

Следовательно, при дебите 10 мУсут минимальная скорость

продукции в скважине составит 0,42 м/мин:

4 10 , „ ,._з

''-' ' 86400-тс-Г0Л68-2-0,011/ '^'^'^^ ^/'^ "™ «'415

м/мин, а при дебите 200 мУсут, соответственно8,5 м/мин.

То есть 100 м длины эксплуатационной колонны в скважине

пластовая жидкость при дебите 200 мУсут проходит за 12 мин,

а при дебите 10 мУсут

—

за 4 часа. В насосно-компрессорных

трубах (НКТ) скорость движения продукции существенно воз-

растает, например, при внутреннем диаметре НКТ 62 мм

—

5,5 раза, а время задержки, соответственно, во столько же раз

уменьшается, то есть 100 м длины НКТ при дебите 10 мУсут

поток скважинкой продукции пройдет за 40 с лишним минут.

Графическая иллюстрация приведенных оценок времени за-

держки продукции в эксплуатационной колонне скважины {В

= 168 мм) и НКТ (^ = 62 мм) на длине 100 м в зависимости от

дебита скважины представлена на рис 1.24а и

1.256.

2.1}

т 16 -

В.

-•-446

-^162

^-^__^

' в-^

-н

10 15

Дебит скважины, м^/сут

Рис.

1.24а.

Время задержки потока продукции пласта в скважине на длине 100

м при дебите скважин до 25 м'/су

166

100

-1146

-162

50 100

Дебит

скважины,

м'/сут

150 200

Рис. 1.246. Время задержки потока продукции пласта в скважине на длине 100 м

при дебите скважин до 200

м'/сут

Для рассматриваемого примера с глубиной скважины 2,5 км

и дебитом от 10 до 200 мУсут время задержки продукции плас-

та в скважине, например, при глубине спуска НКТ 1500 м со-

ставит: от 2,5 час до 2-х суток. Минимальное время задержки

2,5 часа при дебите 200 мУсут складывается из времени задер-

жки в колонне 1000м / 8,3 м/мин = 120 мин, то есть 2 часа и 30

мин задержки в НКТ.

Соответственно, асимптотическая оценка порядка минималь-

ной скорости снижения давления в потоке скважинной про-

дукции при движении ее по эксплуатационной колонне со-

ставляет от 0,2 МПа/час (при 10 мУсут) до 3,9 МПа/час (при

200 мУсут). В НКТ подобная асимптотическая оценка возрас-

тает на порядок: от 0,03 МПа/мин (при 10 мУсут) до 0,65 МПа/

мин или И кПа/с (при 200 мУсут).

Из представленных оценок следует, что максимальное вре-

мя стабилизации поверхностей раздела фаз на границах капе-

лек нефти и воды в скважинной продукции составляет от 2,5

часов до 2-х суток.

В работе [48] есть два примера определения потерь давле-

ния при движении газожидкостной смеси в реальном рельеф-

ном трубопроводе со следующими исходными и расчетными

данными, табл. 1.28.

167

Таблица

1.28

Результаты расчета потерь давления

рельефных трубопроводах

Исходные данные к примерам

Длина трубопровода, м

Диаметр трубопровода, мм

Сумма подъемов, м

Сумма спусков, м

Суммарная длина участков подъема, м

Суммарная длина участков спуска, м

Расход нефти, приведенный к нормальным

условиям, м^/сут

Газовый фактор, м^/м^

Расход газа, приведенный к нормальным

условиям, м'^/сут

Давление на входе в трубопровод, МПа

Средняя температура потока газожидкостной

смеси, С

Плотность дегазированной нефти, кг/м''

Динамическая вязкость нефти, мПа-с

Межфазное поверхностное натяжение, мН/м

Плотность нефтяного газа при нормальных

условиях, кг/м'

Динамическая вязкость нефтяного газа, мПас

Коэффициент растворимости нефтяного газа в

нефти, м''/(м'МПа)

Шероховатость трубы, мм

Расход газожидкостной смеси в условиях

перекачки, м'/с

Скорость течения жидкости на спуск, участках

(поток расслоенный), м/с

Потери давления по длине трубопровода, МПа

Пример 1

20 000

300

240

226

6 900

13 100

3 000

100

—

3,92

870

1,77

1,1

0,01

7,14

0,1

0,0963

2,4

2,24

Пример 2

28 000

300

150

—

900

4 500

—

200 000

4,0

870

1,8

1,1

0,01

0,1

0,109

—

1,72

Проведенный авторами [48] сравнительный анализ факти-

ческих и расчетных значений потерь давления показал, что

погрешность расчетов составляет, в среднем, + 10 %.

Время задержки потока на участке длиной в 100 м поверхно-

стного трубопровода ,цля примера 1 составляет:

100-71-0,3^

4 О,0963-60

= 1.2

мин на подъемных участках и

168

100

= 0,7 мин на спускных участках (с расслоенным

2,4-60

потоком).

Общее вр^я задержки потока в трубопроводе составляет

почти 3 часа (2,92 час), следовательно, динамика падения дав-

ления составляет 0,77 МПа/час (или 13 кПа/с). Аналогичные

цифры получаются и для второго примера (0,14 МПа/час).

3.2.

Скважины

—

источник тепловой энергии для обеспечения

функционирования систем промыслового обустройства

нефтяных месторождений

Из пласта в скважину продукция (пластовая нефть, вода)

поступают нагретыми до пластовой температуры, то есть в об-

щем случае тепловая мощность, поступающая вместе с пото-

ком жидкости из пласта в скважину (тепловая

мощность

про-

дукции пласта в

скважине,

Е^^), определяется выражением:

^с.« =С^«С+сЯС =СО-Р«^«+<ейРв'«, (1.121)

где

с"^

,с^

—

удельная изобарная теплоемкость пластовой нефти

и пластовой воды, соответственно, Дж/(кгК);

<1пл>0пл>Яв>0в~

массовые и объемные дебиты скважин по

пластовой нефти и воде, соответственно, кг/с; мУс;

Рпл'Рв~ плотности пластовой нефти и воды, соответствен-

но,

кг/м^;

Ккв

~ /и^и^обал

мощность продукции

пласта в

скважине,

Вт;

1^^

—

пластовая температура, К.

Из (1.121), определений обводненности скважинной продук-

ции и тепловой мощности продукции пласта в скважине сле-

дует, что

СГ=С;(1-У1)

+ <11;1 , (1.122)

169

в \ 9пл . „В ,^В Р^

(1-Ф1)^

+ С;Ф,

г'скв

(1.123)

где

^скв>^скв~

массовая и объемная доля в продукции, поступа-

ющей из пласта в скважину, соответственно;

Реке

~ плотность продукции, поступающей из пласта в сква-

жину:

Рги

Рв

(1.124)

Р««=Р«.(1-Ф1)

+ РВФ,

скв •

ш» =—:Р

^скв в _ пл

^-Р

Чскв'^р 'л/

(1.125)

(1.126)

аналогично для объемной доли воды в продукции, поступа-

ющей из пласта в скважину, получим:

Ф™«

с"" р

с;Рв-с,Рп

иске Рп

С {

-скв \-'пл ^р 'п.

-1

(1.127)

По существу уравнения (1.126) и (1.127) раскрывают функци-

ональную связь между фазовым составом продукции, поступа-

ющей из пласта в скважину, и тепловой мощностью продукции

пласта в скважине. Формулы (1.126) и (1.127) абсолютно адек-

ватны и применение их может диктоваться только удобством

использования или пристрастиями пользователя.

Из уравнений (1.126) и (1.127) следует, что при постоянстве

физико-химических свойств пластовой нефти и пластовой воды,

неизменности пластовой температуры функциональная связь

170

между дебитом скважины, ее обводненностью и тепловой мощ-

ностью продукции пласта может быть представлена в виде:

I ^с.е=0с.е(А+^1Б) ,

(1.128)

где

А,

экспериментальные константы.

Рост обводненности продукции скважин при сохранении ее

дебита по пластовой нефти сопровождается существенным уве-

личением ее тепловой мощности. Особенно актуальным стано-

вится этот источник тепловой энергии для малодебитных сква-

жин в зимнее время. В зависимости от температуры потери

текучести промысловой нефти и температуры застывания пла-

стовой воды, поступающей из скважины в систему сбора, со-

хранение возможности бесперебойного функционирования сква-

жин становится задачей наиболее рационального использова-

ния добываемой тепловой энергии.

При установлении норм отбора скважинной продукции

условиях возможности возникновения отказа работоспособно-

сти системы сбора из-за ее замерзания, необходимо провести

технико-экономическое обоснование последствий различных

вариантов норм отбора как на состояние дренируемого участка

залежи, так и на возможное увеличение расхода материально-

технических ресурсов в обеспечение бесперебойной работы

системы сбора скважинной продукции.

По существу, это еще один источник поиска компромисса

между проблемой оптимальной выработки запасов нефти зале-

жи и затратами на техническое обеспечение потребных норм

отбора продукции из скважин, в которой требуется учитывать

следующие две стороны последствий эксплуатации малодебит-

ных добывающих скважин:

• обеспечение добычи нефти из недр с целью обеспечения

максимального коэффициента нефтеотдачи и оптимальное уп-

равление расходом потенциальной пластовой энергии в зоне

дренирования,

• рациональное использование тепловой энергии продукции

залежи, как попутного энергетического (теплового) ресурса для