книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

где FrCM— критерий Фруда смеси, определяемый по (5.83). Соот­ ветственно плотность газожидкостной смеси определяется по (5.2).

Предполагая, что потери на трение обусловлены только каса­ тельными напряжениями в более или менее непрерывном потоке жидкой фазы, градиент потерь аналогично методике Оркишевского определяется следующим выражением:

где X — коэффициент гидравлического сопротивления однофазного потока, движущегося со скоростью, равной скорости смеси, опре­ деляемый в зависимости от числа Рейнольдса жидкости ReK по (5.94) и относительной шероховатости трубы по (5.22).

Общий градиент давления (dp/dH) в соответствующем сечении потока определяют суммой градиента гидростатического давления

иградиента потерь на трение по (5.109).

За д а ч а 5.5. Определить давление, развиваемое насосом по условиям задачи 5.4, используя профиль давления в НКТ, рассчи­

танный по обобщенным зависимостям.

Р е ш е н и е . I. Рассчитываем, используя данные табл. 5.6, длину интервала НКТ, на котором движется газожидкостная смесь (Ру<.р < Рнас), Для чего, учитывая (5.114), в каждом рассмат­ риваемом сечении потока последовательно определяем, например,

5. Коэффициент гидравлического сопротивления однофазного потока, движущегося со скоростью, равной скорости смеси, по (5.22): wx - wcii - 2,645 м/с и Re* = 1404,

X = 0,067 (158/1404 + 2-1,4-10_ s/0,0635)°-23456=0,0433.

6. Градиент потерь на трение при движении потока по (5.117)

(dp/dtf)Tp=0,0433 • 706,2 • 2,6452 • 10~«/(2 • 0,0635) = 1,6845 • 10"» МПа/м.

Т а б л и ц а 5.6. Результаты расчета распределения давления с использованием

8. Определив величины, обратные градиентам давления, и осу­

движения газожидкостной смеси. Расчетная длина этого участка составляет Тгжс = 324,3 м, что на 7 м превышает результат рас­ чета по методике ВНИИгаза (задача 5.4).

II. Определяем полный профиль давления в колонне подъемных труб, для чего последовательно рассчитываем:

1. Длину участка однофазного потока (р>рнас). Ориентиро­ вочно допускаем, что градиент давления на этом участке не ме­ няется и равен градиенту в сечении потока жидкости, где р = р„ас. Принимая за начальное и конечное давление на участке соответст­ венно р = рнас = 5 МПа и р = 12 МПа, длина его составит

Д Я = /.ж =(12 — 5)/(9,7494-10-3) =717,9 м.

2. Длину НКТ, на интервале которой давление изменяется от РУ = 2 МПа до р = 12 МПа. Я = LrJKC + Ьж= 324,3 + 717,9 = = 1042 м.

Ясн = 800 м и по кривой Г находим, что рвн = 9,7 МПа. Давле­ ние, развиваемое насосом, будет рн = 9,7—7 = 2,7 МПа.6

6. ВЫБОР СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Под эксплуатацией скважин будем понимать процесс подъема продукции на поверхность за счет того или иного энергетического источника по возможности бесперебойно и с минимальными затра­ тами трудовых и материальных ресурсов.

132

обобщенных зависимостей (к задаче 5.5)

В связи с промышленным внедрением и повсеместным использо­ ванием новейших достижений науки несколько изменилось поня­ тие способов эксплуатации скважин. Если подъем жидкости или смеси происходит только за счет природной энергии, то такой спо­ соб эксплуатации будем называть естественно фонтанным. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет весьма ограни­ ченное распространение (артезианское фонтанирование). Если жид­ кость или смесь от забоя на поверхность поднимается либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, такой способ эксплуатации будем называть механизи­ рованным. Механизированную эксплуатацию можно осуще­ ствить:

когда искусственную энергию вводят в добываемую жидкость централизованно при поддержании пластового давления, а рас­ пределение ее происходит непосредственно в залежи. Если при этом добывающая скважина оборудована только колонной насосно­ компрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема), указанный способ эксплуатации будет искусственно­ фонтанным. Этот способ имеет довольно широкое распростране­ ние;

когда искусственную энергию вводят непосредственно в каждую конкретную скважину: либо компримированным воздухом или га­ зом, либо специальными механическими приспособлениями — сква­ жинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорной (эргазлифтной) эксплуатацией, при втором — с насосной.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации сква­ жин, осуществляемые за счет использования природной энергии газа с применением специального подземного оборудования. К ним относятся:

эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом, теорети­ ческие основы подъема смеси при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница состоит в том, что для подъема используют газ высокого давления, добываемой либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных про­ пластков. В этом случае отпадает необходимость использования компрессоров;

133

эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем смеси происходит за счет природной энергии сжатого газа с приме­ нением специальных плунжеров, препятствующих потерям на от­ носительное проскальзывание газа.

КЛАССИФИКАЦИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Классификация скважин по дебиту связана в основном с высо­ той подъема жидкости, так как с ее ростом возможная подача уста­ новки при механизированной добыче достаточно быстро снижается (а следовательно и снижается дебит скважины, который опреде­ ляется в данном случае возможной подачей установки). В первом приближении зависимость высоты подъема жидкости Н от подачи установки Q может быть выражена гиперболой

Зависимость (6.1) может быть использована в определенных ограниченных пределах по подаче и высоте подъема. Так, для газ­ лифтной эксплуатации такое ограничение обусловлено расходом газа, для ШСНУ — фактической работоспособностью колонны штанг, а для УЦЭН — характеристиками Q—Н выпускаемых про­ мышленностью установок. Естественно, для различных способов механизированной добычи эти пределы различны.

С целью установления границ между низко-, средне- и высоко­ дебитными скважинами для всех способов механизированной до­ бычи нефти проведем разделение на рассматриваемые категории скважин, взяв за основу добывные возможности ШСНУ.

Исходя из этого в дальнейшем уравнением (6.1) будем пользо­ ваться в следующих пределах по параметрам: Q < 100 м3/сут, Н < 3000 м.

Для выпускаемого в настоящее время оборудования ШСНУ можно принять А = 4-104 м4/сут и исходя из этого определить границы между средне- и высокодебитными скважинами. Тогда можно записать Q = 4-104/# .

Из (6.1) следует, что скважины с дебитом более 100 м3/сут не­ зависимо от высоты подъема и с высотой подъема более 3000 м не­ зависимо от дебита относятся к категории высокодебитных. К кате­ гории низкодебитных скважин относятся такие, дебит которых из­ меняется от 5 до 3,5 м3/сут при высоте подъема менее 1350, а также скважины с дебитом менее 3,5 м3/сут при высоте подъема более 1350 м. Как правило, такие скважины эксплуатируются при пе­ риодической откачке. Все скважины, не попадающие в категории низко- и высокодебитных, относятся к среднедебитным.

По высоте подъема жидкости все скважины условно могут быть разделены на следующие категории.

1.Неглубокие — при высоте подъема до 450 м.

2.Средней глубины — от 450 до 1350 м.

134

Рис. 6.1. Классификация добывающих скважин по дебиту и высоте подъ­ ема

3. Глубокие— бо­ лее 1350 м.

На рис. 6.1 пред­ ставлена графическая характеристика раз­ личных категорий скважин по дебиту и высоте подъема.

Анализируя дли­ тельную практику

механизированной добычи нефти, можно прийти к следующим выво­ дам.

1. Установки штанговых скважинных насосов предназначены

восновном для эксплуатации низко- и среднедебитных неглубоких

исредней глубины скважин, хотя экономически рентабельны и в определенных пределах при эксплуатации высокодебитных и глу­ боких скважин.

2.Установки погружных центробежных электронасосов пред­ назначены в основном для эксплуатации средне- и высокодебитных неглубоких, средней глубины и глубоких скважин. Этот же вывод справедлив и для газлифтной эксплуатации.

Все вышеизложенное относится в основном только к скважи­ нам с нормальными условиями эксплуатации. Осложненные усло­ вия эксплуатации могут внести определенные, иногда значительные, коррективы в рассмотренную классификацию добывающих сква­ жин.

З а д а ч а 6.1. Классифицировать добывающую скважину для

дуктивности К = Ю м3/(сут-МПа), допускаемое забойное давле­ ние рааб = 8 МПа, плотность нефти рн = 880 кг/м3.

Скважина безводная, газовый фактор низкий и им можно пре­ небречь.

Р е ш е н и е . Для условий задачи вычисляем дебит скважины

Q = К (рПЛ—Рзаб)= 10(16 —8) =80 м3/сут. Рассчитываем динамический уровень нефти в скважине

Яд„н = / / ст + ( р „ л - Р з аб)/(йРн)= 100 + (16-8)/(9,81-880 10-6)=1027 м.

Таким образом, дебит данной скважины составляет 80 м3/сут, а высота подъема 1027 м. В соответствии с рис. 6.1 данная скважина относится к высокодебитным скважинам средней глубины.

135

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ ВЫБОР СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для другой группы частных параметров (у), характеризующих сложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т. д., достаточно использовать трехбалльную систему оценок.

Обобщенные Z-параметры для различных способов эксплуата­ ции скважин могут быть определены как средние геометрические частных оценок для рассматриваемых параметров:

136

где X — обобщенный параметр, оценивающий возможность успеш­ ного применения данного способа эксплуатации; Y — обобщенный параметр, характеризующий общую эффективность способа экс­ плуатации; х,-, у, — оценки частных параметров; п, k — соответст­ венно числа частных х- и //-параметров.

Оценки частных х-параметров для основных способов механи­ зированной эксплуатации представлены в табл. 6.1, а оценки част­ ных //-параметров — в табл. 6.2.

Предложенная система оценок параметров рекомендуется только для предварительного выбора способа эксплуатации. Окончатель­ ное решение должно приниматься после технико-экономических расчетов.

Этот метод удобен тем, что если хоть один из частных парамет­ ров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим в рас­ сматриваемых условиях. Для него характерна также высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров. Пред­ ставленные таблицы могут быть дополнены для новых специфиче­ ских условий эксплуатации. Рассчитывая обобщенные параметры X и Y, допускается уточнение тех частных параметров, которые могут существенно влиять на возможность и эффективность приме­ нения того или иного способа эксплуатации скважин в конкретных условиях.

З а д а ч а 6.2. Пользуясь ранговым подходом, провести пред­ варительный выбор и оценку механизированного способа для ус­ ловий предыдущей задачи со следующими дополнительными ус­ ловиями: пластовая температура /пл = 30 °С, механические при­ меси отсутствуют. Кроме того, отсутствует источник природного газа.

Р е ш е н и е . Для условий поставленной задачи из механизи­ рованных способов эксплуатации скважин можно рассмотреть ШСНУ, УЦЭН и ГПНУ. Газлифт не рассматривают из-за отсутст­ вия источника природного газа. Пользуясь табл. 6.1, рассчитаем

X = У 2-4-3-2-3-3-3-3-1-2-1-2-3-21 = У 93312 = 2,144.

137

138

Пользуясь табл. 6.2, рассчитаем обобщенные К-параметры.

ШСНУ

У = У^У1УзУзУъУьУъУ^У» = V 2-2-2-1-2-1-2-1 = "/з2~ = 1,542;

уцэн

Y = 1^3-3-2-3-1-3-3-3 = V" 1458 =2,486;

139

ГПНУ

Рассчитаем обобщенные параметры Z:

ШСНУ

Z = V X Y = У 1,852-1,542 = 1,690;

УЦЭН

Z = V 2,702-2,486 = 2,592;

ГПНУ

Z = у7 2,144-1,682 = 1,900.

Таким образом, для условий рассмотренной скважины наилуч­ ший способ эксплуатации — УЦЭН, так как для него обобщенный параметр наибольший. Кроме того, несмотря на то, что в данных условиях эксплуатация скважины ГПНУ предпочтительнее, чем эксплуатация ее ШСНУ, использование ГПНУ маловероятно.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ

З а д а ч а 6.3. Используя промысловую калькуляцию себе­ стоимости добычи нефти для условий предыдущих задач, рассчи­ тать себестоимость добычи нефти УЦЭН и ШСНУ, а также опреде­ лить границу экономически эффективного применения УЦЭН. При

нефти (табл. 6.3). При этом денежные затраты выражены в услов­ ных единицах (у. е.).

140