Условия фонтанирования скважин. Минимальное забойное давление фонтанирования
Условия фонтанирования определяются соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы газожидкостного подъемника.
За эффективный газовый фактор Гэф принимают средний объем свободного газа на участке НКТ, где движется газожидкостная смесь, приходящийся на единицу массы жидкости.
Удельный расход газа Rопт определяют при оптимальном режиме работы подъемника.
Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или, по крайней мере, равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме
(2.9)
Неравенство (2.9) позволяет определить наиболее благоприятные, необходимые условия фонтанирования скважины, которые на практике могут оказаться недостаточными.
Исходя из определения, эффективный газовый фактор рассчитывают по формуле
(2.10)
где Vгв (Pб) и Vгв (Pу) - объемы свободного газа, приходящиеся на единицу массы жидкости соответственно при давлении у башмака и на устье подъемника, а nв - массовая обводненность.
При содержании азота в попутном газе менее 5 % для определения эффективного газового фактора можно использовать средний коэффициент растворимости газа в нефти. При молярной доле азота в газе более 5 % для определения объема выделившегося газа при том или ином давлении пользуются более сложными эмпирическими зависимостями. Тогда, если забойное давление Рзаб меньше давления насыщения Рнас, условие фонтанирования будет следующее:
|
|
(2.11)
где Г - газовый фактор, м3/т; α - коэффициент растворимости газа в нефти, Па-1; ρн и ρж - плотность нефти и жидкости, кг/м3, d - внутренний диаметр фонтанных труб, мм; Pу - устьевое противодавление, Па; H - длина колонны НКТ, м. Колонну НКТ обычно спускают до верхних отверстий перфорации, поэтому давление у башмака равно забойному.
Если Рзаб > Рнас, то условие фонтанирования следующее:
(2.12)
где Н - длина подъемника, т. е. расстояние от устья до сечения, у которого давление равно давлению насыщения. Пренебрегая трением в области однофазного потока, получим:
(2.13)
где L - глубина скважины.
При условии Рзаб > Рнас по мере уменьшения забойного давления длина подъемника Н будет увеличиваться, как следует из соотношения (2.13). Минимальному забойному давлению фонтанирования отвечает максимальная длина подъемника H, определяемая из (2.12) при решении его как равенства для условий конца фонтанирования. Эффективный газовый фактор тогда не зависит от величины забойного давления. Решая (2.12) при граничном условии относительно Н, получим:
|
|
(2.14)
где
где ρж - средняя плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.
Так как продукция скважины в большинстве случаев обводнена, то для приближенного учета относительного движения воды и нефти при определении плотности жидкости используем массовую обводненность продукции, поэтому:
(2.16)
где, в свою очередь, средняя плотность нефти определяется как:
(2.17)
Минимальное забойное давление фонтанирования после расчета величины Нmax по формуле (2.14) определяется из (2.13) в виде:
(2.18)
Входящая в соотношение (2.18) плотность жидкости вблизи забоя рассчитывается по следующей формуле:
(2.19)
Необходимая для расчетов величина коэффициента растворимости газа в нефти оценивается, исходя из заданных технологических параметров, по соотношению
(2.20)
где Г - газовый фактор, м3/т; ρнд - плотность нефти, кг/м3; Pнас - давление насыщения, МПа.
Задача 11
Условие задачи:определить минимальное забойное давление фонтанирования для условий, указанных в таблице 2.4; азот в попутном газе отсутствует. При решении задачи использовать условие фонтанирования (2.12).
|
|
Варианты задачи: решение задачи осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, установленным преподавателем. Варианты заданий приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Варианты заданий по расчету минимального забойного давления фонтанирования
Вариант | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | ||
L, м | 2050 | 2000 | 1950 | 1900 | 1850 | 1800 | 1750 | 1700 | 1730 | 1760 | ||
d, мм | 62 | 62 | 50,3 | 50,3 | 50,3 | 62 | 62 | 50,3 | 50,3 | 50,3 | ||
Pу, МПа | 0,7 | 0,6 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,6 | 0,8 | 0,6 | 0,7 | 0,6 | ||
Pнас, МПа | 9,64 | 9,62 | 9,6 | 9,58 | 9,56 | 9,54 | 9,52 | 9,5 | 9,48 | 9,46 | ||
Г, м3/т | 84,4 | 84,42 | 84,44 | 84,46 | 84,48 | 84,5 | 84,52 | 84,54 | 84,56 | 84,58 | ||
ρн пл , кг/м3 | 780 | 780,5 | 781 | 781,5 | 782 | 782,5 | 783 | 783,5 | 784 | 784,5 | ||
ρнд, кг/м3 | 848 | 849,5 | 851 | 852,5 | 854 | 855,5 | 857 | 858,5 | 860 | 861,5 | ||
nв, % | 32 | 32,5 | 33 | 33,5 | 34 | 34,5 | 35 | 35,5 | 36 | 36,5 | ||
ρв, кг/м3 | 1140 | 1139,5 | 1139 | 1138,5 | 1138 | 1137,5 | 1137 | 1136,5 | 1136 | 1135,5 | ||
Вариант | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | ||
L, м | 1790 | 1820 | 1850 | 1880 | 1910 | 1940 | 1970 | 2000 | 2030 | 2060 | ||
d, мм | 62 | 50,3 | 50,3 | 62 | 62 | 62 | 62 | 62 | 50,3 | 50,3 | ||
Pу, МПа | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,6 | 0,5 | 0,6
| 0,6 | 0,7 | 0,6 | 0,8 | ||
Pнас, МПа | 9,44 | 9,59 | 9,57 | 9,55 | 9,53 | 9,51 | 9,49 | 9,47 | 9,45 | 9,6 | ||
Г, м3/т | 84,6 | 84,62 | 84,64 | 84,66 | 84,68 | 84,7 | 84,72 | 84,69 | 84,66 | 84,63 | ||
ρн пл , кг/м3 | 785 | 785,5 | 786 | 786,5 | 787 | 787,5 | 788 | 788,5 | 789 | 789,5 | ||
ρнд, кг/м3 | 863 | 864,5 | 866 | 867,5 | 862,3 | 863,8 | 865,3 | 866,8 | 861,6 | 863,1 | ||
nв, % | 37 | 37,5 | 38 | 38,5 | 39 | 39,5 | 40 | 40,5 | 41 | 41,5 | ||
ρв, кг/м3 | 1135 | 1140 | 1139,5 | 1139 | 1138,5 | 1138 | 1137,5 | 1137 | 1136,5 | 1136 |
Продолжение таблицы 2.4
Вариант | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 |
L, м | 2090 | 1960 | 1990 | 2020 | 2050 | 1920 | 1950 | 1980 | 2010 | 1880 |
d, мм | 50,3 | 50,3 | 50,3 | 62 | 62 | 62 | 62 | 62 | 62 | 62 |
Pу, МПа | 0,7 | 0,6 | 0,6 | 0,7 | 0,6 | 0,8 | 0,6 | 0,7 | 0,6 | 0,6 |
Pнас, МПа | 9,47 | 9,45 | 9,43 | 9,58 | 9,45 | 9,43 | 9,41 | 9,61 | 9,48 | 9,46 |
Г, м3/т | 84,6 | 84,57 | 84,54 | 84,51 | 84,47 | 84,43 | 84,39 | 84,35 | 84,31 | 84,27 |
ρн пл , кг/м3 | 790 | 790,5 | 791 | 791,5 | 792 | 792,5 | 793 | 793,5 | 794 | 794,5 |
ρнд, кг/м3 | 864,6 | 866,1 | 867,6 | 869,1 | 870,6 | 872,1 | 873,6 | 875,1 | 876,6 | 878,1 |
nв, % | 42 | 32 | 32,5 | 39,6 | 40,1 | 40,6 | 41,1 | 41,6 | 31,6 | 32,1 |
ρв, кг/м3 | 1135,5 | 1135 | 1137,3 | 1136,8 | 1136,3 | 1135,8 | 1135,3 | 1134,8 | 1134,3 | 1136,6 |
Контрольные вопросы по практическому занятию
1. Какое условие должно выполняться, чтобы скважина могла фонтанировать?
2. Какие технологические параметры пластовой смеси и скважины необходимо знать, чтобы определить минимальное забойное давление фонтанирования?
3. В чем принципиальное отличие при выборе режима работы газожидкостного подъемника для газлифтной и фонтанной скважины?
Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 1734; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!