книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

Находят число Рейнольдса для нефти Re„ и относительную ско­ рость газовых пузырьков. Затем по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитывают коэффициенты сепарации и строят зависимости ал= f (QiK) (рис. 11.1) ьили а — f {qJwQF3i).

Влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации

З а д а ч а 11.7. Для условий предыдущей задачи оценить влияние угла наклона скважины на коэффициент сепарации. Рас­ четы провести для случая, когда скважина безводная, а угол на­ клона составляет А = 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18, 20 и 22°. Сопо­ ставить влияние угла наклона на коэффициент сепарации для раз­ личных способов эксплуатации: фонтанного, ШСН и ЦЭН.

Влияние сепарации на газовый фактор и давление насыщения

3 а д'а ч а]' 11.8. J Оценить влияние сепарации газа у приема ШСН на фактический газовый фактор и на давление насыщения

/У — газовый фактор однократного разгазирования при 20 °С, приведенный к нормальным условиям, м3/т.

В условиях примера газовый фактор приведен к стандартным условиям. Его пересчитывают для нормальных условий

Г0 = Г0273 293 = 120-273/293 = 111,8 м/3м3.

Выражают газовый фактор в м3/т, для чего полученный Го де­ лят на плотность дегазированной нефти рйА

г" = г'/Рнд =111,8/0,825 = 135,5 м3/т.

Рассчитывают: коэффициент k

k = 135,5 (12 — 0,8-32) [7018 + 0,9157-135,5 (12 — 0,8 ■32)] = — 0,346;

.242

или для условий задачи

1,567+322

1,5+0,32-322

10,2 МПа.

Следовательно, сепарация газа у приема скважинного оборудо­ вания приводит к существенному изменению как газового фактора, так и давления насыщения.

ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН

Расчет распределения давления в обводненной скважине на участке забой—прием

З а д а ч а 11.9. Рассчитать и сопоставить с замеренным за­ бойное давление для скважины со следующей характеристикой: дебит жидкости Qx = 32,52 м3/сут, дебит нефти QHff = 21,25 м3/сут,

плотность дегазированной нефти рнд = 864 кг/м3, плотность до­

В результате исследования скважины (определение динамического уровня и спуск манометра в затрубное пространство) установлено:

= 3,7 МПа.

Распределение давления в интервале забой—прием представ­

X 570)4-727,56 9,81-430 = 3,67 МПа.

244

Замеренное давление у при­ ема насоса равно 3,7 МПа, т. е, погрешность расчетной величины рпн менее 0,5 %.

4.Проверяют, осуществ­

где Ьи — объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; vH— кинематическая вязкость нефти в пластовых условиях, м2/с.

Для Ромашкинского месторождения Ьн = 1,16; vH= 3 -10_6 м2/'с. Так как скважина обводненная, предельное число Рейнольдса по нефти составляет Re„„p = 1600. Если ReH<;1600, то полного выноса воды с интервала забой—прием не будет, если одновре­

менно с этим не выполняется следующее условие:

где Нн — необходимая глубина спуска колонны НКТ, м; Н а — фактическая глубина спуска колонны HRT, м.

Таким образом, для обводненных скважин условия полного выноса воды с интервала забой—прием следующие:

вне зависимости от выполнения условия (11.32);

Для рассматриваемой задачи

ReH= 1,274 21,25 1,16 106/(86400 0,1503-3) = 805,9.

Рассчитывают Н'„ :

Я [, = (0,1503)2-1757/[(0,1503)2 + (0,0403)2J = 1639,2 м.

245

Плотность водонефтяной смеси при условии полного выноса воды в интервале забой—прием рвн рассчитывают так

где фн — истинное нефтесодержание в случае полного выноса воды. Эта величина зависит от ReH и п0.

При 0 <: ReH<: 200

8. Рассчитывают среднюю на данном интервале давлений плот­ ность водонефтяной смеси ;рвн при условии полного выноса воды

РзН = 1160 — 0,656 (1160 — 800) = 923,84 кг/м3.

9. Рассчитывают среднюю на данном интервале давлений плот­ ность водонефтяной смеси в скважине рвнс при неполном выносе воды

246

Так как рпн = 3,7 МПа больше 0,4-рнас = 3,6 МПа, то при расчете распределения давления свободный газ не учитывается.

10. Находят высоту столба водонефтяной смеси в скважине

7,7 МПа среднее давление в нем равно р , = 5,7 + 1 = 6,7 МПа.

Число Рейнольдса для нефти ReH2 при р, = 6,7 МПа с учетом [261: рн = 796 кг/м3, Ьа — 1,15. Вязкость нефти принимают рав­ ной vH= 3,5-10—6 м2/с

ReH? = 1,274-21,25 -1,15-107(86 400 0,1503-3,5) = 684,9.

Рассчитывают

л02 = 0 ,346/[0,346 + 1,15 (1 — 0,346)] = 0,315.

Так как Re„a<; 1600, то истинное нефтесодержание [будет равно

<рн2 = (0,9433 + 35,4-10-е-684,9) (1 — 0,315) = 0,663.

Рассчитывают

рвн2 = 1160 — 0,663 (1150 — 796) = 918,67 кг/м3;

1000

(1757— 1000)

= 1137,07 кг/м3;

ДАj = 2 9,81 103/(9,81 -1137,07) = 175,89 м.

Определяют глубину, соответствующую давлению 7,7 МПа

Нг = Нг + ДЛ2 = 1175,81 + 175,89 = 1351,7 м.

Для третьего интервала давлений 7,7—9,7 МПа среднее давле.

На следующем интервале давлений все расчетные параметры третьего интервала останутся без изменений (так как р > р нас).

247

Поэтому, используя данные третьего ин­ тервала, рассчитывают’ градиент давления Лр/Дй, = 2/175,93 = 0,0113681 МПа/м.

Данный градиент давления останется неизменным в интервале глубин от 1527,63 до 1757 м.

Рассчитывают разницу глубин Лh = 1757—1527,63 = 229,37 м. Перепад давлений на этой длине составит

Др = Ap-Ah/Aha = 0,0113681-229,37 = 2,60 МПа.

Определяют давление на глубине 1757 м, т. е. забойное давле­ ние рзаб = 9,7 -f 2,60 = 12,3 МПа.

Таким образом, расчетное забойное давление составляет 12,ЗМПа, а замерное 12,35 МПа. Погрешность менее 1,5 %.

На рис. 11.3 приведено сопоставление экспериментальной и рас­ четной кривых распределения давления в интервале от рпн до рзаб. Из рисунка видно хорошее согласование расчетной и эксперимен­ тальной зависимостей.

Во многих случаях можно пользоваться упрощенной методикой расчета, суть которой заключается в том, что при рП||>0,4 риас расчеты ведутся по свойствам дегазированной нефти. В нашем при­ мере рнд = 864 кг/м3, Ь„ — 1, и0 — 0,346. Вязкость нефти при­ нимается средней между вязкостью в пластовых условиях и дега­ зированной: vH= 4,5-10—6 м2/с.

Расчет ведется для одного интервала давлений.

Определяют градиент давления на этом интервале и принимают его одинаковым на всем интервале от рп„ до рзаб.

Рассмотрим это на примере. Принимаем Ар = 2 МПа. Число Рейнольдса для нефти

ReK— 1,274-21.25-1 - 108/(86 400-0,1503-4,6) = 463,2.

Истинное нефтесодержание на этом интервале

Ф„ = (0.9433 -!- 35,4- Ю-о-463,2) (1 — 0,346) = 0,628.

Плотность водонефтяной смеси ран при полном выносе воды р;„ = 1160 —0,628 (1160—864) = 974,11 кг/м3.

Плотность водонефтяной смеси в скважине рвн с при неполном выносе воды

248

Высота столба смеси

ДА = 2 • 9,81 • 105/(9,81 • 1142,34) = 175,08 м.

Градиент давления

Др/ДЛ = 2/175,08 = 0,0114233 МПа/м.

Общие перепад давления на участке (Lc—//„)

Дрс = А р ( Ц — H H)/Ah = 0,0114233 (1757 - 1000) = 8,65 МПа.

Забойное давление

Рзаб = Рпн "ТДрс — 3,7 -Г 8,65 = 12,35 МПа.

Таким образом, расчетное и замерное давления одинаковы.

З а д а ч а 11.10. Рассчитать давление у башмака фонтанного лифта, а также забойное давление для следующих условий (добы­

= 852 кг/м3, плотность добываемой воды рв = 1190 кг/м3, глубина

ского уровня и спуска скважинного манометра в НКТ установлены

динамический уровень hn = Нн—# дин = 1580—120 = 1460 м.

2. Рассчитывают среднюю плотность нефти в затрубном про­

Погрешность расчета менее 0,5 %.

4. Рассчитывают по (11.20) объемную расходную обводненность

249

=838,6.

6.Определяют по (11.32) Н'н

н'н = 0,02259 1700/(0,02259 + 0,00253)= 1528,9 м,

7. Проверяют выполнение условий (11.33, 11.34, 11.35)

ReH= 838,6 < ReHtIp =1600, Я н = 1580 > Нн = 1528,9.

т. е. выполняется условие (11.34), и с интервала забой—прием будет осуществляться полный вынос воды.

8. Рассчитывают <рн

= (0,9433 + 35,4-10_6-838,6) (1 — 0,074) = 0.9,

9. Определяют плотность водонефтяной смеси при полном вы носе воды

р„н = 1190 - 0,900 (1190 - 804) = 842,6 кг/м3.

10. Так как разница между глубинами спуска лифта и сква­ жины составляет всего 120 м, и с учетом того, что на этом интер­ вале плотность водонефтяной смеси не .'изменяется [(рб > р„ас), сразу рассчитывают забойное давление

= 12,85 МПа.

Фактически замеренное забойное давление составляет 13,05 МПа. Погрешность расчета около 1,5 %

Расчет давления у приема погружного оборудования

250