Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 [ 46 ] 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

Газ, поступающий из пласта в затрубное пространство, не имеет выхода через обсадную колонну: его давление увеличивается до тех пор, пока оно не вытолкнет всю жидкость, находящуюся в затрубном пространстве, в насосно-компрессорные трубы. В этой фазе жидкость извлекается с низким газовым фактором. Следовательно, из скважины будут постоянно извлекаться и газ и нефть, но газовый фактор будет изменяться в значительной степени. Скорости изменения параметров потока относительно медленные, эксплуатационный цикл их составляет несколько часов.

Второй тип пульсирующих скважин вреден потому, что энергия пластового газа используется с более низким коэффициентом полезного действия, чем в случае постоянного фонтанирования. Это положение можно объяснить следующим примером (По Нинду).


8 /О (1„,I0mJc

Рис. 2.3-33. Изменение удельного расхода газа при непрерывном я периодическом фонтанировании скважины (Нинд, 1964)

Пример. 2.3-5. Дано: Z.tp=1220 м, d = bO мм (й(в=0,0506 м); приток жидкости в скважину характеризуется индикаторной кривой /, приведенной на рис. 2.3-33; скважина фонтанирует через штуцер диаметром шт = 9,5 мм; газовый фактор ее Rb= = 20 мз/м в течение 22 ч и ;?о=350 mYm в течение следующих 2 ч. Определить дебит скважины и средний газовый фактор,

а также вычислить дебит скважины, допуская, что фонтанирование будет стабильное и непрерывное через тот же штуцер при том же суточном расходе газа.

используя кривые градиента давления Джилберта, построим кривые ру.р = /((7к), описывающие взаимодействие пласта и скважины при /?о=20 и /?о=350 мм соответственно, применяя способ, описанный в параграфе 2.3. Используя уравнение (1.5-6), построим кривые PY.i>=f (Qr), характеризующие работу штуцера при тех же газовых факторах. Результаты построения показаны на рис. 2.3-33 кривыми и /. В точках пересечения соответствующих кривых получаем дебит 4,51-10-* м/с яри Ro= - 20 mVm и 9=5,27-10~* м/с при Ro = 35Q м/м. С учетом относительной продолжительности двух видов колебаний суточный объем извлекаемой нефти составит

F„ = 7,92 10*-4,51 • 10- + 7,2-103.5,27-10-* = 35,7 + 3,8 = 39,5 м",

а объем газа

Vp = 35,7-20-4-3,8-350 = 2044 м». Средний газовый фактор при пульсирующей добыче будет

2044

Ro=- =51,8 мЗ/мЗ.

Если скважина фоитанирует стабильно при этом последнем газовом факторе, то зависимость дебита от давления на устье представляется кривыми, обозначенными пунктирными линиями. В пересечении этих кривых получаем суточную добычу нефти, которая была бы достигнута (5,44-10"*-86400=47 м). Таким образом, в результате пульсации давления при данном расходе газа потеря добычи нефти в сутаи составит 47-39,5=7,5 м».



б. 2) «Периодические» скважины. Периодическая эксплуатация фонтанных скважин означает, что поток жидкости из скважины периодически полностью прекращается. Имеются скважины, которые периодически какое-то время фонтанируют, или скважины, которые не могут стабильно эксплуатироваться. Последний вид скважин в значительной степени представлен относительно малопроизводительными, эксплуатирующими продуктивные пласты с низкими давлениями, когда пропускная способность подъемных труб больше, чем приток продукции из пласта. Из пласта нефть и газ поступают в подъемные трубы, открытые на поверхности. Имеющегося газа недостаточно, чтобы обеспечить фонтанирование. Часть газа, проникшего в подъемные трубы, барботируется через столб жидкости, не производя полезной работы. Давление газа в затрубном пространстве, закрытом на устье, увеличивается до тех пор, пока оно не будет достаточным для вытеснения накопленной жидкости. Так же как и при снижении уровня жидкости в скважине (см. параграф 2.3-5, п. а), затрубное пространство на данной стадии не может вмещать большее количество газа и весь газ, поступающий из пласта, станет проникать в подъемные трубы. Теперь он способен возбудить движение жидкости в подъемных трубах, при этом давление у башмака подъемных труб будет соответственно падать. Это движение жидкости усиливается потоком газа высокого давления из затрубного пространства в подъемные трубы. Вследствие слабого притока жидкости из пласта давление газа в затрубном пространстве резко уменьшится и, как говорят, скважина будет «продута». После этого из скважины извлекается только газ. Затем начнется медленное наполнение скважины жидкостью в соответствии с ее продуктивностью и низким пластовым давлением. Такая периодическая фонтанная эксплуатация вредна, так как значительная часть пластового газа выделяется в скважине без осуществления полезной работы.

б. 3) Регулирование потока. Неравномерная подача жидкости при пульсирующем давлении в затрубном пространстве и естественная периодическая эксплуатация скважины - неэффективные пути использования пластового газа. Известны несколько способов увеличения этой эффективности: 1) снижение пропускной способности скважины; 2) методы, препятствующие резкому входу больших объемов газа из затрубного пространства в подъемные трубы; 3) методы, при которых путем периодических пуска и остановки скважины предотвращается выход газа из скважины без жидкости. Рассмотрим наиболее интересные решения.

1). Фонтанный штуцер заменяется штуцером меньшего размера. Сопротивление потоку через новый штуцер увеличивается, что будет снижать дебит скважины. Пропускная способность скважины при непрерывном фонтанировании приближается или действительно достигает скорости постоянного притока жидкости из пласта. Из рис. 2.3-34 видно, что подача скважины существенно стабилизировалась благодаря замене штуцера диаметром 15,8 мм на штуцер диаметром 6,5 мм. Недостаток способа состоит в том, что более высокие давления на устье скважины способствуют снижению рабочего потенциала газа; это может привести к остановке скважины, если газовый фактор небольшой.



Риск остановки скважины существенно снижается, если штуцер устанавливать у башмака подъемных труб, а не на устье скважины. Штуцер тогда называется забойным. По данным литературы, изданной в Советском Союзе, известно, что эффект «подавления» пульсации давления почти одинаков независимо от того, где вызывается потеря дав-

-6,5 мм


Рис. 2.3-34. Диаграм/мы диафрагменного расходомера для одной и той же скважины при двух различных диаметрах фонтанных штуцеров

ления - в штуцере, на устье скважины или у башмака подъемных труб. Однако установлено, что рабочий потенциал газа будет намного меньше в первом случае. Рассмотрим это на примере.

Допустим, что выход полезной энергии газа на 1 м товарной нефти в фонтанирующей скважине примерно равен изотермической работе, т. е. RpcT In Ртро/рур, это можно выразить как С Ig Ртр.б/ру.р, если газовый фактор постоянный. Примем заданное динамическое забойное давление равным 4,4 МПа, а минимально .допустимое давление на устье скважины - 0,2 МПа. Допустим далее, что для ликвидации пульсации давления требуется создать перепад давления на штуцере в 0,9 МПа. Если этот перепад создать на устье, то давление на устье скважины увеличится до 0,2-1-0,9=1,1 МПа. Изотермическая работа, затраченная газом в трубах, составит Clg 4,4/1,1 =0,6 С. С другой стороны, используя забойный штуцер, мы можем получить требуемый перепад давления у башмака подъемных труб, что снизит забойное давление с 4,4 до 3,5 МПа. .Цавленпе на устье скваи<ины останется тем же, т. е. равным 0,2 МПа, и дополнительное «штудирование» на устье не потребуется. Рабочий потенциал газа в этом случае будет равен Clg3,5/2 = 1,24 С, т. е. то же относительное количество газа может п])оизвести в два раза больше работы. Рабочий потенциал газа увеличится так же благодаря тому, что при более низком среднем давлении фонтанирования будет выделяться больше газа из жидкости и, следовательно, эффективный газовый фактор будет больше.

Дальнейшее преимущество в установке забойного штуцера состоит в том, что он уменьшает давление, действующее на фонтанную арматуру во время эксплуатации скважины. Кроме этого, особенно в газовых скважинах с высоким давлением, снижение давления на устье скважины приводит к снижению температуры газа ниже точки гндра-




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 [ 46 ] 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121



Яндекс.Метрика