Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти - файл n1.doc

приобрести
Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти
скачать (2952.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc2953kb.07.07.2012 04:10скачать
Победи орков

Доступно в Google Play

n1.doc

А.М.Юрчук. Расчеты в добыче нефти

Изд-во "Недра". 1969, стр. 240
Раздел І РАСЧЕТНЫЕ И СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
I. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

1. Определение давления насыщения нефти газом, объемного

коэффициента и усадки нефти

Давление насыщения нефти может быть определено по номограмме М. Стендинга (рис. 1) [1], на которой графически связаны между собой газовый фактор в м33, относительный удельный вес газа и нефти, пластовая температура в °С и давление насыщения в атмосферах.

Для решения этой задачи надо из точки в левой части номограммы, соответствующей газовому фактору, провести горизонталь вправо до пересечения с наклонной прямой относительного удельного веса газа. Затем спроектировать эту точку вниз до пересечения с прямой удельного веса нефти, далее провести горизонталь вправо до пересечения с линией пластовой температуры и опустить вертикаль на ось давлений, где найдем величину давления насыще­ния нефти газом (см. ключ, показанный пунктирными линиями).

Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях может быть определен по другой номограмме Стендинга (рис. 2) [1], выражающей графическую зависимость между газовым фактором, относительным удельным весом газа и нефти, пластовой температурой, пластовым давлением и объемным коэффициентом нефти.

Для этого надо в левой части номограммы найти значение газового фактора, провести из этой точки горизонталь вправо до пересечения с линией относительного удельного веса газа, далее спроектировать эту точку вниз до линии удельного веса нефти, затем прове­сти горизонталь вправо до линии пластовой температуры, после чего опустить вертикаль до пересечения с линией пластового давле­ния, откуда по горизонтали, проведенной вправо, находим значение объемного коэффициента нефти (см. ключ, показанный пунктиром). Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы.

Усадка нефти на поверхности происходит за счет уменьшения ее объема вследствие выделения из нефти растворенного газа (дегазации нефти) и снижения температуры. Усадка нефти опреде­ляется отношением



где bнобъемный коэффициент нефти.

Номограммы Стендинга не применимы для нефтей и газов, со­держащих значительное количество азота, воздуха или углекислого газа.

Более точные значения объемного коэффициента и коэффи­циента усадки для различных нефтей находят экспериментальным путем на специальных лабораторных установках.






2. Определение вязкости нефти в пластовых условиях
Для определения вязкости нефти в пластовых условиях необхо­димо установить, находится ли нефть с растворенным в ней газом в насыщенном или недонасыщенном состоянии. Для этого по номо­грамме Стендинга (см. рис. 1) находим давление насыщения нефти.

Удельный Вес нефти при 155°С и атмосферном давлении

Если пластовое давление окажется больше давления насыщения (pпл>pнас), то нефть в пластрових условиях будет находиться в недонасыщеном состоянии, и вязкость такой нефти несколько возрастет.

Для определения вязкости недонасыщенной нефти сначала на­ходят по графику (рис. 3) вязкость дегазированной нефти данного удельного веса при атмосферном давлении и пластовой темпера­туре. Искомую вязкость определяют по ординате. Решение показано пунктирными линиями. Далее по другому графику (рис. 4) полу­чают вязкость газонасыщеной нефти, зная количество растворенного газа в м33 и вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре в спз.




Для пластового давления, превышающего давление насыщения, вязкость нефти определяется по графику рис. 5. Наклонные линии этого графика отвечают вязкости насыщенной нефти, найденной по предыдущему графику (см. рис. 4). Для решения надо взять на оси абсцисс точку, соответствующую превышению пластового давления над давлением насыщения, провести вверх вертикаль до пересече­ния наклонной линии, отвечающей вязкости газонасыщенной нефти, и найденную точку пересечения спроектировать на ось ординат, где и определится вязкость при заданном пластовом давлении.

Более точные значения вязкости нефти в пластовых условиях определяются опытным путем на специальных установках.
3. Определение коэффициента сжимаемости пластовойнефти
По номограмме Стендинга (с. рис. 1) находят значение давления насыщения нефти при пластовой температуре и известном газовом факторе. Затем по другой номограмме (рис. 6) определяют объемный коэффициент при давлении насыщения нефти (см,ключ).

Для определения среднего коэффициента сжимаемости нефти необходимо предварительно найти удельный вес нефти при давлении насыщения. Для этого вычисляют вес смеси нефти и газа, добываемых с 1 м3 нефти, в пластовых условиях:











Gн=(Gн +Gг)кГ,

где Gн — вес нефти; Gг — вес газа, который равен произведению газового фактора Со в м33 на удельный вес воздуха (1,22 кГ/м3 при температуре 20° С) и на удельный вес газа (относительно воздуха) .

Удельный вес нефти при давлении насыщения будет



Далее по графику (рис. 7) находят средний коэффициент сжимаемости нефти.
4. Определение коэффициента сжимаемости газа в пластовых

условиях
Для того чтобы найти коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях, сначала по удельному весу газа находят из рис. 8 среднекритическое давление рср.кр. в ат и среднекритическую температуру Тср.кр в °К. Затем определяют приведенные давление и температуру:






Рпл. * *•



ср. кр
и

Наконец, по графикам (рис. 9) по найденным приведенным давлению и температуре находят коэффициент сжимаемости газа. Для этого берут на оси абсцисс точку, соответствующую приведенному давлению, из нее проводят вертикаль вверх до пересечения с кривой приведенной температуры и из найденной точки ведут горизонталь, которая на оси ординат определит коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях.



5. Приведение пластовых давлений к заданной плоскости [37]
Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта, требуется привести их к одной какой-либо плоскости (первоначальному водо-нефтяному контакту или уровню моря).

Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам: в первой текущее пластовое давление обозначим р'пл в ат и этаж нефтеносности (считая от плоскости первоначального водо-нефтяного контакта до забоя) h'н в м; во второй скважине пластовое давление будет р"пл и этаж нефтеносности h"н в м; в третьей скважине соответственно р" 'пл и h'"н.

" дл н



Удельный вес нефти в пластовых условиях .

Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения пластового давления, приведенного к этому контакту, надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующего этажу нефтеносности.

Приведенные пластовые давления будут равны:

для первой скважины

ат. (1.5)


п

Н т

Н *








для второй скважины

ат. (1.6)

для третьей скважины

ат. (1.7)

Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможной добыче нефти из отдельных скважин.

II. ВСКРЫТИЕ ПЛАСТА И ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН


  1. Расчеты по гидропескоструйной перфорации [31, 36]

Расход жидкости (воды) определится по формуле

(ІІ.1)

где п — число насадок; ср — коэффициент скорости, который можно принять равным коэффициенту расхода 0,82; f — сечение отверстия насадки в см2; g=981 см/сек2ускорение силы тяжести; р — перепад давления в насадке в ат; — удельный вес смеси воды с песком, равный

(ІІ.2)
В последней формуле =2,7 Г/см3удельный вес песка;

=1 Г/ см3удельный вес воды; С — объемная концентрация песка

(безразмерная величина) :

(ІІ.3)

(Со — весовая концентрация песка в г/л).

Потребное количество жидкости устанавливается из расчета двух объемов скважины (один объем для подачи песка на забой скважины и второй объем для продавливания песка и промывки скважины по окончании процесса) плюс 0,5 объема на потерю за счет фильтрации в пласт.

Таким образом,



где Vобъем скважины в м3.

Необходимое количество кварцевого песка

Qп= 1,5VСо кг. (ІІ.4)

Максимальная глубина проникновения струи в пласт

(ІІ.5)

где — отношение длины начального участка струи с постоянной скоростью lн к диаметру отверстия насадки d0 в м; =0,425 — отношение средней скорости струи (в любом поперечном сечении основного участка струи) к скорости на ее оси в том же сечении; сила сцепления породы в кГ/см2 (определяется лабораторным анализом); В==0,675 — коэффициент ( = 120° — угол между плоскостями, ограничивающими разрушенное пространство).

Гидравлические потери напора при гидропескоструйной перфорации

(ІІ.6)

где рн — потери напора в насадках в ат; рт — потери напора в трубах в ат; рк — потери напора в кольцевом пространстве в ат; рп — потери напора в полости, образованной абразивной струей, в ат.

Потери напора в насадках

(ІІ.7)

где Qрасход жидкости в л/сек; остальные обозначения прежние. Число насадок можно определить из формулы (ІІ.1) расхода жидкости:

. (11.8)

(ІІ.8)

Потери напора в трубах

, (ІІ.9)

где Q— расход жидкости в л/cек; Н — глубина спуска труб в м; dввнутренний диаметр промывочных труб в см; т — коэффи­циент гидравлического сопротивления в промывочных трубах

(см. табл. 21).

Потери напора в кольцевом пространстве

, (ІІ.10)

где Q — в л/сек; Dвнутренний диаметр эксплуатационной колонны в см; dн — наружный диаметр промывочных труб в см; к — коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве.

Для определения к найдем число Рейнольдса по Минцу и Шуберту:

, (ІІ.11)

где — скорость движения жидкостной смеси

в кольцевом сечении труб в см/сек; Dвнутренний диаметр эксплуатационной колонны в см; dннаружный диаметр промывочных труб в см; средний диаметр зерен песка в см; т — условная пористость твердой фазы в трубах, значение которой вычисляется по формуле

(ІІ.12)

- вязкость песчано-жидкостной смеси в пз (Г/см -сек), которая определяется по формуле

(ІІ. 13)

(здесь С — объемная концентрация песка; е — основание натуральных логарифмов).

По значению Rе определяют режим движения смеси и находят значение по формуле Стокса () при ламинарном режиме или по формуле Блазиуса () при турбулентном режиме.

Потери напора в полости рн, образованной абразивной струей, по опытным данным изменяются в пределах 20 50 ат. Можно принять среднее значение

=:35 ат.

Даление жидкости с песком на выходе из насадок

(ІІ.14)

где ру — давление нагнетания на устье скважины в ат; Н — глубина установки гидропескоструйного перфоратора в скважине в м; — удельный вес смеси жидкости с песком в Г/см3; рпот — гидравлические потери напора в ат.

При проведении гидропескоструйной перфорации необходимо во избежание обрыва проверять колонну насосно-компрессорных труб на допустимую максимальную глубину спуска, а для точной установки перфоратора надо знать удлинение этой колонны труб.

Предельно безопасная длина подвески насосно-компрессорных труб может быть найдена по таблицам (приложения 12, 13 и 14), а для труб из стали группы прочности Д — по графику (рис. 10).


По оси абсцисс этого графика находят избыточное давление в трубах на устье скважины п ат, а по оси ординат максимально допустимую глубину спуска труб в м.

На графике приведены две группы линий, соответствующих трубам разного диаметра: группа Lдля условий наличия циркуляции жидкости в скважине

и группа L' — для условий отсутствия циркуляции жидкости (полное поглощение жидкости-песконосителя) .

Допустимые глубины спуска труб определялись при коэффициенте запаса прочности К. =1.5. При других значениях К допустимые глубины спуска колонн определяются из соотношения

(ІІ.15)

где lХискомая глубина спуска колонн в м;Lдопустимая глубина спуска колонны при К. =1.5; Кх — заданная величина коэффициента запаса прочности.

В процессе гидропескоструйной перфорации незакрепленная нижняя часть колонны насосно-компрессорных труб удлиняется под действием следующих нагрузок: 1) собственного веса; 2) избыточного давления в трубах; 3) веса смеси жидкости с песком в объеме труб (или полном поглощении циркулирующей жидкости).

Удлинение насосно-компрессорных труб под действием указанных выше нагрузок определяется по закону Гука по формуле

(ІІ.16)

где Gобщая нагрузка на трубы в кГ; Lдлина колонны труб в м;Е=2,1 • 106 кГ/см2модуль упругости; fт — площадь поперечного сечения тела трубы в см2.

При наличии циркуляции жидкости G будет равно

(ІІ.17)

где qm — вес в жидкости 1 м труб с муфтами в кг; qmнагрузка

от собственного веса труб с муфтами в кГ; рк— потери напора в кольцевом пространстве в ат; fн—поперечное сечение промывочных труб по наружному диаметру в см2; fкплощадь проходного сечения этих труб в см2; ру — давление нагнетания на устье скважины в ат; рт — потери напора в трубах в ат.

При отсутствии циркуляции жидкости общая нагрузка будет равна

(ІІ.18)

где qm' — вес в воздухе 1 м промывочных труб с муфтами в кг.

Удлинение колонны труб, составленной из отдельных секций, определяется суммированием удлинений этих секций.

Количество насосных агрегатов (с учетом запасного), необходимое для закачки жидкостно-песчанои смеси, определяется по формуле

(ІІ.19)

где Qрасход жидкости в л/сек [определяется по формуле (11.1);

qпроизводительность одного агрегата при данном давлении на устье скважины в л/сек.

Параметры работы установленного оборудования задаются на основании расхода жидкости, давления и концентрации песка по паспортным характеристикам оборудования.
2. Расчеты при освоении скважин [32]

Все существующие способы освоения скважин основаны на принципе снижения забойного давления.

Освоение скважин с высоким и средним пластовым давлением ведется путем постепенного снижения удельного веса промывочной жидкости переходом с глинистого раствора на воду, затем на нефть и путем предварительной аэрации промывочной жидкости.

Забойное давление равно

, (ІІ.20)

где Н — глубина скважины (точнее, расстояние до верхних отверстий фильтра) в м; — относительный удельный вес жидкости (глинистого раствора, воды, нефти).

Путем предварительной аэрации нефти можно снизить ее удельный вес до 0,4 - 0,5.

Освоение скважин с высоким и средним пластовым давлением в условиях достаточной сцементированности коллектора можно также проводить компрессорным способом, при котором уровень жидкости в скважине снижается более резко.

Максимальное рабочее давление, необходимое для продавливания газа к башмаку подъемных труб после замещения глинистого раствора водой, будет

, (ІІ.21)

где Lдлина подъемных труб в м; ?в=1 - относительный удельный вес воды.

Давление у башмака подъемных труб р1 в начале работы пласта (при рзаб = рпл и Q=0) в скважине, заполненной водой, будет

P1=0.1 (ІІ.22)

или

P1=0.1 (ІІ.23)

где рпл — пластовое давление в ат.

Расчет пусковых давлений компрессорного подъемника [32].

Пусковое давление подъемника двух- и полуторарядной конструкции кольцевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом определяется по формуле

Pпуск= (ІІ.24)

где hст — статический уровень (от устья) в ж; — относительный удельный вес жидкости; Dдиаметр эксплуатационной колонны; dндиаметр наружного ряда подъемных труб; dВдиаметр внутреннего ряда подъемных труб.

Величины D dн и dB должны иметь одинаковую размерность.

Пусковое давление подъемника однорядной конструкции кольцевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом

рпуск= (ІІ.25)

где (dдиаметр подъемных труб.

Пусковое давление подъемника центральной системы при отсут­ствии поглощения жидкости пластом

рпуск= (ІІ.26)

Минимально возможное пусковое давление подъемника любой конструкции и системы в случае полного поглощения пластом жидкости, вытесняемой из труб наружного ряда, будет

(11.27)

Максимально возможное пусковое давление подъемника кольцевой системы при высоком статическом уровне и отсутствии поглощения определяется гидростатическим давлением столба жидкости в подъемных трубах

(11.28)

Освоение скважин со средним пластовым давлением иногда проводят путем поршневания.

Определим приближенно, после скольких рейсов поршня и через сколько времени забойное давление станет равным пластовому, чтобы при дальнейшем понижении уровня можно было получить приток жидкости из пласта. Проверим также тартальный канат на прочность.

Количество жидкости от устья до статического уровня, подлежа­щее извлечению поршнем, будет

Q1=0,785D2hстм3

где Dвнутренний диаметр эксплуатационной колонны в м\hст - расстояние от устья до статического уровня в м;

Количество жидкости, извлекаемое за каждый рейс поршня,

где dт — диаметр подъемных труб в м; dкдиаметр каната в м; h = 75 - 150 м — среднее погружение поршня под уровень в м

Средняя глубина спуска поршня

hср=hст+h

Время для спуска поршня на среднюю глубину hср

,

где v1 средняя скорость спуска поршня (с учетом трения в трубах и в жидкости) в м/сек.

Время на подъем поршня с глубины hст

,

где v2средняя скорость подъема поршня в м/сек.

Время, необходимое на один рейс поршня, включая 30 сек на замедление при подходе поршня к устью и в начале опускания, будет

t=t1+ t2+30 сек.

Общее время на понижение уровня до статического

T=tn,

где п — число рейсов поршня.

Общая нагрузка (в тоннах) на канат

G=qж+ qк+ q+ qтр,

где qж — вес поднимаемого столба жидкости в т; qквес спущенного в скважину каната в т; qвес поршня с грузовой штангой, который можно принять равным 0,1т qтр — силы трения жидкости, которые примем условно равными 0,1т.

Вес жидкости

qж=Q2?ж,

где ?ж — относительный удельный вес жидкости.

Вес каната

qк=0,81L·10-3 т,

где 0,81 кг — вес 1 м каната диаметром 15,5 мм (см. приложение 2); Lдлина каната в скважине.
ІІІ эксплуатация фонтанно-компрессорных и газовых

скважин

1. Расчет фонтанного подъемника [32]

Условие фонтанирования скважины, если забойное давление меньше давления насыщения (рзаб < рнас), выражается формулой

(ІІІ.1)

где Gо — эффективно действующий газовый фактор (отнесенный к нефти), приведенный к нормальным условиям, в м3/m, а — коэффи­циент растворимости газа в м33*ат; средний относительный удельный вес жидкости; р1 и р2абсолютное давление у башмака подъемных труб и на устье скважины (буферное) в ат; пBпроцент воды в добываемой жидкости; L — длина подъемника в м; dвнутренний диаметр подъемных труб в см.

Это условие фонтанирования скважин справедливо, если подъемные трубы спущены до верхних отверстий фильтра, а давление у башмака подъемника равно забойному давлению (р1рзаб).

Если рзаб > рнас, то газ начнет выделяться из нефти только в стволе скважины. В таких случаях для выяснения возможности фонтанировапия скважины необходимо подставить в приведенное выше неравенство вместо р1 величину рнас (давление насыщения), а вместо длины подъемника L, — расстояние от устья до точки, где давление равно давлению насыщения Lнас:

м, (ІІІ.2)

где Н — глубина скважины в м.

Минимальное забойное давление, при котором еще возможно фонтанирование скнажины, будет

(ІІІ.3)

При расчете диаметра фонтанных труб нужно стремиться к тому, чтобы пропускная способность подъемника обеспечила получение оптимальных дебитов в течение всего периода фонтанирования. Для этого определяют диаметр фонтанных труб, при котором скважина будет работать на оптимальном режиме в конце периода фонтанирования, по формуле

(ІІІ.4)

где Q — дебит скважины в конце фонтанирования в т/сутки; остальные величины (, L, p1 и р2) имеют прежние значения.

Если найденный по расчету диаметр не совпадает со стандартным, берут ближайший стандартный диаметр или, если это возможно (отсутствие запарафинирования труб и необходимости применения скребков), применяют двухступенчатую колонну из труб стандартных размеров, эквивалентных найденному расчетом диаметру.

Длина верхней ступени (большего диаметра) будет

(ІІІ.5)

где L — общая длина подъемника в м; dвнутренний диаметр подъемных труб, полученный расчетом, в см; d1ближайший меньший стандартный диаметр труб (нижней ступени); d2ближайший больший стандартный диаметр труб (верхней ступени).

Размерность величин d,d1 и d2 должна быть одинаковая.

Длина нижней ступени (меньшего диаметра) l1=Ll2 м.



Расчет диаметра фонтанных труб по конечным условиям фонта-нирования

часто затрудняется из-за отсутствия данных о дебите и забойном давлении.

Значение этих величин можно взять по соседним скважинам, уже закончившим

фонтанирование, которые находятся в аналогичных условиях (если такие скважины имеются).

Так как отбор жидкости из фонтанных скважин, как правило, ограничен, дебит в конце фонтанирования обычно принимается равным установленному отбору, а забойное давление (давление у башмака) может быть найдено из графика (рис. 11) по предполагаемому газовому фактору. Для этого на оси абсцисс графика надо найти точку допускаемой величины удельного расхода газа (газового фактора) Rо в м3и провести из этой точки вертикаль вверх до пересечения линии, соответствующей общей длине подъемных (фонтанных) труб L в м. Найденную точку пересечения надо спроектировать на ось ординат, где и определится величина забойного давления р1 в ат (ключ решения показан на рисунке пунктирными линиями).

Этот график построен для подъемника dусл=73 мм, — 0,9, при абсолютном давлении на устье скважины р2=2 ат. Для других диаметров подъемника удельный расход получают умножением найденного по графику значения Rо на коэффициенты:

для 48-мм подъемника …………………… 1,29

для 60-мм подъемника …………………… 1,12

для 89-мм подъемника …………………… 0,912

для 114-мм подъемника ………………….. 0,8
Для ускорения расчета диаметра подъемника можно пользоваться специальной диаграммой (рис. 12). Для этого надо знать дебит скважины (Q в т/сутки, давление у башмака р1 в ат (забойное давление, если трубы спущены до верхних дыр фильтра) и длину подъемника L в м. При построении этого графика приняты удельный вес нефти = 0,9 и абсолютное давление на устье скважины p2 = 2 ат.

Эта диаграмма состоит из двух частей: в правой части по оси абсцисс находятся значения давления у башмака р1 в ат, а в левой — дебит скважины в конце фонтапиропания (Q в т/сутки. Для определения диаметра подъемника надо найти на оси абсцисс правой части диаграммы точку, соответствующую значению p1, затем провести из нее вертикаль вверх до пересечения с линией длины подъемных (фонтанных) труб в м и одновременно провести вверх вертикаль из точки абсциссы левой части диаграммы Q т/сутки.

Диаметр фонтанных труб определится пересечением с последней вертикалью горизонтальной линии, проведенной из найденной точки пересечения вертикали правой части с линией длины L (см. указанный на рисунке пунктирными линиями ключ для решения этой задачи).

Диаметр подъемника, найденный по конечным условиям фонтанирования скважины, надо проверить на максимальную пропускную способность по формуле

(ІІІ.6)

где p1н и рсоответственно давление у башмака и на устье сква жины в начале фонтанирования.

В этой формуле неизвестной величиной является давление на устье р, которое может быть определено из формулы

(ІІІ.7)

где Gнач — начальный эффективный газовый фактор.

Значение р можно также найти из графика (рис. 13), но для этого надо предварительно определить значение абсциссы


Если начальный дебит скважины окажется больше, чем полуленный по формуле для Qмакс, то подъемник, рассчитанный по конечным условиям фонтанирования, не сможет пропустить более высокий начальный дебит. Тогда подъемник надо рассчитывать по начальным условиям фонтанирования на режиме Qмакс. Необходимый диаметр подъемника определится по формуле.

(ІІІ.8)

Подъемник диаметром, полученным по этой формуле, не будет работать с максимальным к. п. д. в конце фонтанирования, а поэтому фонтанирование скважины прекратится несколько раньше.

Принятый в результате расчета диаметр фонтанных труб надо проверить на возможность спуска их в скважину, руководствуясь следующим соотношением между диаметрами эксплуатационной колонны и фонтанных труб:

при 114-мм колонне dу не более 60 мм

при 141-мм колонне dу не более 73 мм

при 168-мм колонне dу не более 89 мм

при 219-мм колонне dу не более 114 мм

Рабочее давление у башмака подъемных труб, необходимое для; нормальной работы воздушного подъемника, равно

(ІІІ.9)

где н — относительный удельный вес нефти.

Расход газа (воздуха) при установившемся оптимальном режиме работы подъемника

(ІІІ.10)

где dвнутренний диаметр подъемных труб в см; Lдлина подъемных труб в м; р2абсолютное давление на устье в ат.

2. Расчет компрессорного подъемника [32]

а. Расчет подъемника, работающего с ограниченным отбором жидкости.

Находят допускаемый отбор жидкости (дебит скважины):

m/сутки, (ІІІ.11)

где К - коэффициент продуктивности скважины в т/сутки • ат;. р — допускаемая депрессия в ат.

Забойное давление при этом дебите

ат. (ІІІ.12)

Длина подъемных труб обычно зависит от располагаемого рабочего давления определяется по формуле

(ІІІ.13)

где Н — глубина скважины в м; р1давление у башмака подъемных труб, равное рраб=4 ат раб — рабочее давление, а 4 ат — средние потери напора на движение газа от компрессора до башмака подъемных труб), в ат..

Диаметр подъемника в условиях работы его, на оптимальном режиме определяется по формуле

d=0,188 (ІІІ.14)

или по упрощенной формуле

(ІІІ.15)

где - относительное погружение подъемных трубпод динамический уровень (здесь р2давление на устье скважины в ат) ; (Qж — допускаемый дебит скважины в т/сутки..

Если полученный по расчету диаметр труб окажется нестандартным, можно взять ближайший меньший или ближайший больший стандартный диаметр (лучше ближайший меньший) или применить двухступенчатый подъемник. Длину каждой ступени находят так же, как и для фонтанного подъемника.

Оптимальный полный удельный расход газа (включая собственный газ скважины) рассчитывают по формуле

(ІІІ.16)

или

(ІІІ.17)

Удельный расход нагнетаемого газа

(ІІІ.18)

Часовой расход нагнетаемого газа

(ІІІ.19)

Для ускорения и облегчения расчетов диаметр подъемника и удельный расход рабочего агента могут быть определены по специальной номограмме А. П. Крылова (рис. 14). Для этого надо знать дебит скважины Q, процент погружения подъемных труб (относительное погружение , умноженное на 100), абсолютное давление у башмака подъемника р1 и приведенный динамический уровень, который равен

(ІІІ.20)

Для определения по номограмме диаметра подъемника от точки, соответствующей проценту погружения подъемных труб h%, на оси ординат первого квадранта проводим горизонталь вправо, а из точки дебита на оси абсцисс этого же квадранта — вертикаль вверх. Точка пересечения этих линий определит диаметр подъемника в условиях оптимального или максимального режима.

Для определения удельного расхода газа из точки, соответствующей проценту

погружения подъемных труб, проводим горизонталь влево до пересечения с линией,

соответствующей значению давления у башмака р1 во втором квадранте, после чего опускаем вертикаль до пересечения в третьем квадранте с линией hо (расстояние до динамического уровня при оптимальном режиме) или с линией L (длина подъемника при максимальном режиме).Далее от точки пересечения ведем горизонталь вправо до линии в четвертом квадранте, соответствующей найденному диаметру подъемника. Наконец, ведемвертикаль вверх до пересечения с осью абсцисс первого квадранта, на которой находим необходимый полный удельный расход рабочего агента.

б. Расчет подъемника, работающего с неограниченным отбором жидкости.

Определяем полный удельный расход рабочего агента:

(ІІІ.21)

где - Ронаг — допустимый удельный расход нагнетаемого газа

(устанавливается с учетом технико-экономических соображений) в м3/т; Со — газовый фактор (по нефти) в м3

.В условиях неограниченного отбора жидкости из скважины для получения наименьшего давления на забое длину подъемника принимаем равной глубине скважины до верхних отверстий фильтра (L=H).

Давление у башмака p1, равное в данном случае (при L=Н) давлению у забоя pзаб, может быть определено по графику (см. рис. 11) в зависимости от полного удельного расхода рабочего агента Rо пол.

По уравнению притока находят возможный дебит скважины:

(ІІІ.22)

Затем определяют относительное погружение подъемных труб и диаметр подъемника по формуле

d=0,188 (ІІІ.23)

Найденный диаметр округляют до ближайшего стандартного диаметра или применяют ступенчатый подъемник.

  1. Определение диаметра штуцераа.

а. Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанных скважин с большим газовым фактором можно определить по формуле Г. Н. Газиева [26]:

мм, (ІІІ.24)

где — коэффициент, зависящий от величины газового фактора, который принимается равным 1,0 1,2; (Зг — дебит газа в м3/суткщ;г — удельный вес газа в кГ/м3; ру — давление на устье скважины перед штуцером в ат.

б. Методика расчета диаметра отверстия глубинного штуцера для насосных скважин, эксплуатация которых осложнена влиянием газа (периодически фонтанирующих) и песка [33].

1. Определяют величину необходимого снижения уровня жидкости (депрессию):

м, (ІІІ.25)

где Qж — дебит жидкости в т/сутки; qудельный дебит жидкости в т/ сутки • м.

2. Находят глубину погружения насоса под динамический уровень:

м, (ІІІ.26)

где L — глубина установки насоса в м. hcт — статический уровень в м.

3. Определяют активный напор по разности напоров в затрубном и трубном пространствах:

м1 (ІІІ.27)

где — относительный удельный вес добываемой жидкости; — относительный удельный вес газо-жидкостной смеси, который для скважин с глубиной подвески насоса до 1000 м принимается равным 0,35 (эта величина в зависимости от газового фактора может отклоняться в обе стороны не более чем на 20% ).

1 В тех случаях, когда имеется полная уверенность, что фонтанные явления в скважине отсутствуют, уравнение активного напора будет иметь вид H=h.

4. Находят объем газо-жидкостной смеси:

, (ІІІ.28)

где QЖ — объемный расход жидкости в м3/сутки; Qгобъемный расход газа в м3/сутки; G0газовый фактор в м33; — коэффициент растворимости газа в м33-ат; р=давление у входа в штуцер в ат.

5. Определяют сечение и диаметр глубинного штуцера:


(111.29)
(ІІІ.29)

откуда

(ІІІ.30)

где =0,8 — коэффициент расхода; g=9,81 м/сек2ускорение силы тяжести.

4. Расчет колонны подъемных труб при фонтанно-компрессорной эксплуатации.

Слабым звеном у гладких насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-63) является резьбовое соединение.

Нарезка резьбы приводит к уменьшению прочности труб, особенно труб малых размеров, с малой толщиной стенки.

Исходной величиной для расчета труб является сопротивление их растягивающим нагрузкам. Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают предела текучести (страгивающая нагрузка), приведены в приложении 4.

Предельно допускаемая длина l подвески для одноразмерной колонны определяется из выражения

(ІІІ.31)

где (Qстр — страгивающая нагрузка для выбранных типа и размера труб в кГ; kкоэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,3 — 1,5; qтр — вес 1 м труб в кг.

Для двухразмерной колонны длины секций будут

(ІІІ.32)

Для трехразмерной колонны



(ІІІ.33)

Счет секций ведется снизу вверх. Обычно внизу колонны устанавливаются трубы меньшего размера, а по направлению к устью размер труб увеличивается.

Для труб с высаженными наружу концами прочность по телу соответствует прочности по нарезанной части трубы (равнопрочная конструкция). Расчет ведут по телу трубы, исходя из растяжения от собственного веса.

Для одноразмерной колонны допустимая длина подвески насоса определяется из выражения

(ІІІ.34)

где Q1 — растягивающее усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы; Q1=F1; q1 - вес 1 м трубы; F1 — площадь сечения труб; — предел текучести.

Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций будут

и (ІІІ.35)

где Q2усилие, соответствующее пределу текучести материала трубы второй секции; Q2=F2; q2 — вес 1 м труб второй секции.

Для трехразмерной колонны

(ІІІ.36)

где Qз=F3усилие, соответствующее пределу текучести для труб третьей секции.

Предельные глубины спуска колонн при фонтанно-компрессорной эксплуатации можно определить по таблицам приложений 6, 7 и 8.

Для подбора ступенчатых колонн подъемных труб из стали группы прочности Д можно пользоваться специальными графиками (рис. 15, 16 и 17).

График рис. 15 составлен для двухступенчатых (двухразмерных) колонн неравнопрочных подъемных труб, а график рис. 16 — для двухступенчатых колонн равнопрочных подъемных труб, график рис. 17 служит для подбора трехступенчатых колонн равнопрочных подъемных труб.

При составлении этих графиков за расчетные усилия для фонтанно-компрессорных скважин принят собственный вес труб.

По оси абсцисс этих графиков даны разные значения коэффициента запаса прочности труб /С, а по оси ординат — предельная общая глубина спуска всей колонны h и длина верхней и средней (для трехступенчатых колонн) ступеней h1 и h2 в м.

Графики состоят из двух (для двухступенчатых колонн) и трех (для трехступенчатых колони) групп кривых.

Как показывают пунктирные линии, проведенные на графиках рис. 15 и 16, для подбора двухступенчатых колонн подъемных труб надо найти на оси ординат точку 7, соответствующую общей глубине спуска всей колонны, и провести из нее горизонталь вправо до пересечения с кривой для колонны принятой конструкции (точка 2). Из этой точки пересечения надо опустить перпендикуляр на ось абсцисс. Положение точки 3 определит коэффициент запаса прочности труб (отнесенный к пределу текучести), который должен быть не меньше 1,5.

Для определения длины верхней ступени труб h1 надо найти точку 4 пересечения опущенного на ось абсцисс перпендикуляра с кривой конструкции колонны в нижней части графика. Горизонталь, проведенная из точки 4 влево, определит в пересечении с осью ординат длину верхней ступени труб большего диаметра. Длина нижней ступени труб меньшего диаметра будет равна h2=h—h1.

Запас прочности при трехступенчатых колоннах находится аналогично (см. рис. 17). Длины ступеней этих колонн определяются путем пересечения перпендикуляра, опущенного на ось абсцисс, с соответствующими кривыми конструкции подъемной колонны в средней и нижней частях графика (группы h1 и h2). При этом верхняя ступгпь из труб большего диаметра определится пересече­нием кривой группы h1, а




средняя — пересечением кривой группы h2. Длина нижней ступени из труб самого малого диаметра будет равна h3=h(h1+h2).

31

Допустимое внутреннее давление для труб определяется по формуле Барлоу:

(ІІІ.37)

где — толщина стенки трубы в мм; т — предел текучести в кГ/см2; dн — наружный диаметр трубы в мм; К — коэффициент запаса прочности, равный 2.

Прочностная характеристика насосно-компрессорных труб дана в приложении 3.

5. Расчет установки периодического компрессорного подъемника [32]

Требуется рассчитать по методу А. П. Крылова двухрядный подъемник с камерой замещения, с отсечкой газа на устье и у камеры.

а. Отсечка газа на устье. Рабочее давление нагнетаемого газа

ат (111.38)

где hвысота столба жидкости, который может быть вытеснен в подъемные трубы при полном использовании рабочего давления в м; ртр — потери напора на трение в м ст. жидк.; — относительный удельный вес жидкости.

Зная рраб, находим


1 Ь 10
(ІІІ.39)

где Lдлина подъемника, которая обычно принимается равно глубине скважины (приемный клапан у забоя), в м; dпдиаметрподъемных труб в см.

Длина камеры (при коэффициенте наполнения, равном единице)

(ІІІ.40)

где Dк— максимально возможный диаметр камеры замещения в см.

Дебит жидкости за один цикл при оптимальном расходе нагне таемого газа

т (111.41)

где f – площадь внутреннего поперечного сечения подъемных труб в м3.

Расход газа в период нагнетания, соответствующий минимальному удельному расходу газа, будет

м3/ч. (ІІІ.42)


/'раб РО
Необходимое для одного цикла количество газа, приведенное к нормальным условиям, при отсечке газа у устья скважины

м3 (ІІІ.43)

где l1=Llк — длина подъемных труб (без длины камеры) в м;fв — площадь внутреннего поперечного сечения труб наружного ряда в м2; f1 — площадь наружного поперечного сечения подъемных труб в м2; роатмосферное давление в ат.

Продолжительность периода нагнетания газа

(ІІІ.44)

Продолжительность периода накопления жидкости

(ІІІ.45)

где Fплощадь поперечного сечения эксплуатационной колонны в м2; K — коэффициент продуктивности в т/сутки • ат; s1 =LlКhст— расстояние от статического уровня до верха камеры замещения н м (риг 18); hст - статический уровень жидкости в м; s3 растояние от статестического уровня до уровня в камере, который устанавливается ней перед началом процесса накопления жидкости (после входа жидкости из затрубного пространства и стока ее со стенок подъемных труб), в м;



где sґ3 — расстояние от статического уровня до уровня в камере, который устанавливается в ней после входа жидкости из затрубного пространства, в м;



Vст — объем жидкости, стекающей со стенок подъемных труб после каждого выброса жидкости, определяемый по формуле

(ІІІ.46)

(ІІІ.47)

где s2 — расстояние от статического уровня до уровня жидкости в затрубном пространстве, который установится к концу нагнетания, в м; F'затрплощадь сечения между эксплуатационной колонной и трубами наружного ряда в м2; F"затрплощадь сечения между эксплуатационной колонной и камерой замещения в м2.

(ІІІ.48)

где е — основание натуральных логарифмов.

Определив значение s2, находим величины s'3, sз и Т2.

Продолжительность полного цикла.

мин (ІІІ.49)

Дебит скважины

т/сутки. (ІІІ.50)

Удельный расход газа

т (ІІІ.51)

б. Отсечка газа у камеры. В этом случае величины h, qц, lк, V0, Vст, и s1 остаются без изменения. Несколько меняется определение Vу и Т2:

(ІІІ.52)

(ІІІ.53)

где Fкам — площадь поперечного сечения камеры в м2.

(ІІІ.54)

В остальном расчет ведется аналогично случаю отсечки газа на устье.
6. Определение давления сжатого газа при освоении газовой скважины [13]

Столб находящейся в скважине жидкости оказывает на забой давление ат (ІІІ.55)

где Н — глубина скважины в м; относительный удельный вес жидкости.

Понижение забойного давления на необходимую величину потребует понижения уровня жидкости в скважине на Н1. При этом забойное давление будет

(ІІІ.56)

откуда

(ІІІ.57)

Повышение уровня в затрубном пространстве в момент снятия давления газа в нем будет равно

(ІІІ.58)

где f—площадь сечения подъемных труб в м2; Fто же эксплуатационной колонны в м2

.Давление сжатого газа, необходимое для вытеснения жидкости из затрубного пространства, будет

ат (ІІІ.59)

7. Определение максимально возможного дебита газовой скважины [13]

Критическая скорость газового потока в подъемных трубах на устье скважины равна

м/сек, (ІІІ.60)

где Rгазовая постоянная (для метана R==53); Т—абсолютная температура газа на устье в °К.

Для природного газа (при Т=288° К) при расчетах можно принимать кр=400 м/сек.

Максимальный дебит при отборе газа через фонтанные трубы

м3/ сутки, (ІІІ.61)

где f—площадь сечения фонтанных труб в м2 ру—давление на устье скважины в ат.

Максимальный дебит при отборе газа через эксплуатационную колонну

м3/ сутки,

где Fплощадь сечения эксплуатационной колонны в м2.

8. Определение диаметра фонтанных труб [24]

Согласно опытным данным, минимальная величина скорости , обеспечивающая вынос воды, конденсата и механических примесей, находится в пределах 510 м/сек. При =10 м/сек диаметр фонтанных труб может быть определен по формуле

см, (ІІІ.62)

где Q—дебит газовой скважины в тыс. м3/сутки•, Т—абсолютная пластовая температура в °К.

Если найденный диаметр труб получится нестандартный, то следует принять ближайший стандартный диаметр (как правило, ближайший меньший). Если полученный диаметр не соответствует габаритам скважины, то должен быть принят максимально допустимый диаметр (d0,51), где Dдиаметр эксплуатационной колонны).

9. Определение диаметра штуцера для газовой скважины [13]

Диаметр отверстия штуцера может быть определен по формуле

мм, (ІІІ.63)

где Q — дебит скважины в м3/сутки; р — давление перед штуцером (буферное на устье скважины) в ат; =0,96 - коэффициент расхода.
10. Определение работы расширения газа на этапах его движения, принимая расширение газа в штуцере и регуляторе давления адиабатическим, а на остальных участках — изотермическим [13]

Расчет ведем на объем V= 1000 м3 газа.

Весовое количество газа

кг, (ІІІ.64)

где — удельный вес газа.

Работа, затрачиваемая на движение газа по пласту к забою скважины, выразится в виде:

кГм, (ІІІ.65)

где 1—коэффициент сжимаемости газа при пластовом давлении рпл; Rгазовая постоянная; Т1пластовая температура в °К.

Работа, затрачиваемая на подъем газа в стволе скважины, определится формулой кГм, (ІІІ.66)

где ру—давление на устье скважины (буферное) в ат

Работа, теряемая в штуцере:

кГм, (ІІІ.67)

где коэффициент сжимаемости газа при давлении ру; k—показатель адиабаты; рсдавление в сепараторе в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в промысловой газосборной сети:

кГм, (ІІІ.68)

где з—коэффициент сжимаемости газа при давлении рс, Т2температура газа на поверхности в °К; р1давление в начале газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в магистральном газопроводе (коэффициентом сжимаемости при невысоком давлении можно пренебречь):

кГм, (ІІІ.69)
где р2давление в конце магистрального газопровода в ат.

Работа, затрачиваемая на преодоление сопротивлений в городской газораспределительной сети высокого давления:

кГм, (ІІІ.70)

где рз — давление у газораспределительных будок в ат.

Работа, теряемая при адиабатическом расширении в редукционных клапанах газораспределительных будок:

кГм, (ІІІ.71)

где р4—давление в газораспределительной сети низкого давления в ат.

Для наглядного сравнения расхода пластовой энергии на разных этапах движения газа следует выразить результаты расчета в процентах и свести в общую таблицу.

11. Определение температуры подогрева газа у скважины для редотвращения образования гидратов [13]

Подогрев газа — один из способов борьбы с гидратами.

Температура газа после штуцера

°С. (ІІІ.72)

где t1—температура газа в °С; ру—давление на устье в ат; рсдавление в сепараторе в ат; ==о,з—коэффициент, учитывающий дроссельный эффект охлаждения газа при редуцировании его в штуцере.

Температура образования гидратов tг зависит от удельного веса газа и давления.

Для того чтобы обеспечить температуру газа за штуцером выше tг, газ в летних условиях надо подогревать на 6—10° С. Зимой подогрев должен компенсировать также и охлаждение газа в газосборной сети. Температура в конце этой сети (перед дегидрационной установкой) может быть определена по формулеШухова:

°С (ІІІ.73)

где tотемпература грунта зимой в °С; tтемпература газа в °С;kпоказатель

адиабаты; Dдиаметр газопровода в м; Lдлина газопровода в м; Q—дебит скважины в м3/ч, у—удельный вес газа; С—теплоемкость газа в ккал/кГ; е=2,718—основание натуральных логарифмов.

Ясно, что tх>tг.

А.М.Юрчук. Расчеты в добыче нефти
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации