Способ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины

Способ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности за счет предотвращения коррозионного разрушения насосно-компрессорных труб. По результатам исследования работы скважины (С) устанавливается максимально допустимое давление (Д) на устье С, соответствующее минимальному дебиту. Определяют величину критического газосодержания в потоке из выражения И 0,235 да лЫ 1( где Fr критерий Фруда. . Затем рассчитывают минимальное Д на устье С из выражения РМИИ ро W Г . (J -п)(1 -и) ..„ + мае +ГР0 )U-), где Pj,QC- насыщение , Mlla; Р - атмосферное Д, МНа; Г - газовый фактор, м3/м3 ; побводненность потока. На устье С штудированием поддерживают Д в пределах между минимальным и максимальным. 3 ил., 3 та 6л . с Ј (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

РЕСПУБЛИК

0% (И) А1 ру)5 E 21 В 43/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А STOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4621657/03 (22) 19.12.88 (46) ?3.04.91. Бюл. !! 15 (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) Т.С.Дормидонтова и А.Д. Кузьмичев (53) 622. 2/5. 5 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР !! - 1109508, кл. Б 21 В 43/00, 1984 .

Щуров Н.И. Технология и техника добычи нефти. — M.: Недра, 1983, с. 269-274. (54) СПОСОБ ЗКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННОЙ

НКФТННОЙ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшшенности. Цель повышение эффективности за счет предИзобретение относится к нефтегазодобывающей промьпнленности, в частности к эксплуатации фонтанных нефтяных скважин.

Цель изобретения — повьш»ение эффективности за счет предотвращения коррозионного разрушения насоснок омпр ес сор ных тр уб .

На фиг.1 изображена зависимость критерий Фруда (Fr) от гаэосодержания (P); на фиг.2 — зависимость де бита (q) скважины от глубины разгазирования нефти (L>»»e); на фиг .3— зависймость дебита (q) от давления на устье с кважи ны (Р >) .

Способ реализуется следукщим образом. отвращения коррозионного разрушения насосно-компрессорных труб. Iln результатам исследования работы скважи— ны (С) устанавливается максимально допустимое давление (Д) на устье С, соответствующее минимальному дебиту, Определяют величину критического газосодержанияв пото» риз выражения

Я =0 235 ) " " /) -1 Fr критерий Фруда., Затем рассчитывают минимальное Д на устье С иэ пь»раже»»ия

+ГР,) (1-n) (1 — (э ), где 1 кас- насыщение

»ь неф ги, Mila; P — атмосферное Д, КПа;

à — газовый фактор, м /м ; n — обвод— ненность потока. На устье С штуцированием поддерживают Д в пределах между минимальным и максимальным.

3 ил., 3 табл.

Проводят исследование рабогы сква— жины на приток и устанавливают максимально допустимое давление на устье скважины, определяемое с учетом работы пласта и газожидкостногo подъемника на минимальном режиме (дебите).

Определяют вели-»ину критического га— зосодержания в потоке из выражения д 4 7 !

» =

Ф 0 235 ° 1 (1)

1 2-! " 1 где Fr — критерий Фруда. Затем рассчитывают минимальное давление на устье скважины

Р Р»», Г» 1-и) (1-P )

P — — — — — -- (2)

P+Р +!. Р (1-т») (1 P ) 1643705 где Р,„— давление насьпцения нефти, Мc

MIla;

Р— атмосферное давление, МПа;

Г - газовый фактор м /м

Э

n — обводненность потока.

На устье скважины штуцированием поддерживают давление в пределах

Р -Р „, обеспечивая подачу газо% нефтяногп потока на дневную поверхность, Минимально допустимое рабочее давление, при котором коррозия насосно-компрессорных труб .не происходит, определена в результате экспери- 15 ментальных исследований на моделИ трубы. Установлено, что коррозия насосно-компрессорных труб локализуется на участках, где расходное газосодер— жание Р равно или выше определяемого по эмпирической зависимости (фиг.1, кривая 1) 25 где VC„„— линейная скорость газожидкостного потока, м/с;

D — внутренний диаметр насосно35 компрессорных труб, м; р — ускорение свободного падения, м/с .

А так как L (=0 ()г+ОМ( (5) объем добываемой жидкости, м /сут; объем. выделившегося газа при снижении давления от

Р,, до Р, м /сут; где (f (f г

r r

Р(i-n) (-- — — — — ---), (6)

Р7 Риап Ро 50 атмосферное давление, МПа; о бъ емный ра сход жид к ости, М3 /с ° обводненность жидкости; давление на устье скважины, MIIa; давление насьпцения нефти, MIIa, qr Ож где Рп (»((n—

P) Ркас о за " "

2. (3) а,24 (см

1 — 1 где -Fr „„- безразмерный критерий Фруда, определяемый по фор муле

1/ см 30

Fr (4)

СМ П то

Г Г.

Р (1-и) (-- - — — ) и

Р a Г (Р (-Р ) (1-и) (1-5) м p(p ")"" "")" Р)

Так как величина Рп много меньше

Р(,, то пренебрегая ее значением, получают

Р Р и Г (1-и) (1-P)

P P на(+! Р, (1-и) (1-P)

На фиг.1 заштрйховаными участкаьп(, исходя из статической обработки промысловых данных, в координатах Fr, P показана область, где протекание коррозионного процесса так же, как и его отсутствие, равновероятно. Ана— лиз промысловых данных также показал, что при давлении на устье скважины, равном или большем минимально допустимого (критического), определяемого по формуле (2), коррозионного разрушения труб не наблюдается (см. табл. 1) . В скважинах же, работающих при давлении на устье, меньшем Р, нарушение насоснокомпрессорных труб происходит через 2-3 года (см. табл.?) .

Таким образом, оптимизация режима работы фонтанной скважины с точки зрения предотвращения коррозионного разрушения насосно-компрессорных труб достигается поддержанием давления на устье, равном или вьппе минимально допустимого, определяемого по формуле (8) .

Пример. Скважина 39 "Хаян—

Корт" объединения "Грознефть . Глубина скважины H=3950 м, колонна насосно-компрессорных труб спущена до забоя; диаметр насосно-компрессорных труб D=0 0503 м, газовый фактор Г=

=483 м /м ; давление насыщения Рппп =

=30,0 Mila; обводненность продукции

0,01, плотность пластовой нефти

700 кг/м

По результатам исследования скважины на приток на нескольких установившихся режимах получают зависимость дебита скважины от изменения давления на забое. Изменение давления на забое достигается изменением диаметра штуцера на устье скважины, Данные замеров сведены в табл.3.

По данным замеров дебитов и забойных давлений по известной методике

5 16 3705 определяют пластовое давление, коэффициент и степень общего уравнения притока, Для данного примера Ря,>=

=61,0 МПа;и =0,856, K=2>87 10 4м /MIIa>c.

Затем определяют максимально допустимое давление на устье скважины для граничных значений относительного погружения Я =0,30-0,65. В данном примере выделение газа начинается в насосно-компрессорных трубах, поэтому

Способ э ксплуа та пни фонт анной нефтяной скважинь>, включающий определение величин максимального и минимального давлений газ онефтяного потока на устье скважины, подъем гаэонефтяного потока на дневную поверхность и поддержание рабочего давления в этихпределах, о тл ич а ющи и с я тем, что, с целью повышения е"o

Гнас, Гч я =, 2 (1О) (8 -нас

Отсюда для первого условия с=0>3

Р =Р„-О, 3() 8 Ь„нС, (11) для второго условия Q =0,65

Р> =Р a< -0,65 ) 8 Ьн(1с. (12)Максимально возможная пропускная

20 способность газожилкос гного подъемника определяется по формуле

Р„ас-Р 5 з() (13)

$EI rac

Совместным решен <ем (11) и (13) 25 и (12) и (13) определяюг минимально (условие f =О, 30) и максимально (условие Я=0,6 )) допустимые дебиты сква— жи íb! (I+ „=36, / 10 м /с;

Для определения области ра бочих давлений на устье скважины и соответствующих им дебитов, исходя иэ реэульгатов исследования и используя 35 известную зависимосгь> имеют где () < — приток флюида из пласга, >,(3 /с . задаваясь значениями 1,„, получают 40 нас зависимость притока от глубины начала разгазирования нефти (фиг . 2, кривая 1) .

Так как для установившейся работы 45 системы пласт — скважина необходимо условие равенства притока и подачи подъемника, то, находя на фиг.1 точку пересечения () с с кривой 1 (зависимостью притока ог глубины начала раэ- 5g газирования нефти) и О,>,„» с кривой определяют глубину разгазирования нефти при работе скважины на максимальном и минимальном режимах. данном примере 0 б соответству 55 иа кс ет Ьнас=2100 м; ()мин — н(1с.=250 м фиг.2).

Далее по формуле (8) определяют

Р,(„ =25>15 МПа.

Приравнивая правые части формулы притока (14) и пропускной работы подъемника для Р > получают

Lnn „„-о),„- „,) pe

% ,Г нас Гч 1Л

=55d (— — — - )-)

P 81 иос задаваясь значением L, получают зависимость подачи подъемника от глубины разгазирования нефти при P

1( (фиг.2, кривая 2).

Точка (А) пересечения кривых 1 и 2 (фиг.1) есть точка согласованной работы пласта и подъемника при давлении на устье скважины Р, =25,15 МПа, глубина разгазирования нефти пРи этом 1.„ =1350.

Как видно иэ построений (фиг.2), область рабочих дебитов лежит в пре— делах Очасс РНас

0>3х()8Ь н и I, а =250 м; Р4 =29,5 МПа .

На фиг. 3 показаны области рабочих устьевых давлений и дебитов скважины для условий С =0>3 и Я=0,65. Область рабочих давлений на устье лежит в пределах 20>4 — 29,5 МИа, рабочих деби— гов 36,7 1О 4 — 11,5 10 4.м /с. Однако с учетом возможности коррозионного поражения пасосно-компрессорных труб область рабочих. устьевых давлений устанавливают в пределах 25,15

29,5 МПа, а рабочих дебитов соответственно в пределах (25,5-11,5)"

»1О, м /с. На фиг.3 области рабочих г(авлений и дебитов показаны заштрихованными участками, Таким образом, оптимальный режим работы скважины, лри котором KopposH— онное разрушение насосно-компрессор— ных труб исключается, находится в пределах значений > соответствующих устьевому давлению от 25, 15 до

29,50 MIIa и рабочим дебитам от 11,5» l0 4до 25,50 10 м /с.

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я

1643705 эффективности. за счет предотвращения коррозионного разрушения насоснокомпрессорных труб, перед определени- . ем максимального и минимального давлений определяют величину критического газосодержания в потоке, иэ выражения

2,2 )FF ф 0235 3. — 2.

1 -1

Та блица 1

Объединение, НГДУ месторождение

Скважина

Дата

Рабочее давление на устье, МПа

Минимально допустимое давление на устье P

Ф

МПа ввода в обнаруэксплуатацию жения нарушения

718

720 Грознефть" Старогрознефть", "Старогрозненское .

01.81

03 ° 81

28, 9-31,0

27, 0-28, 0

25,0

25,0

27,5-28,0

31, 0-31, 2

32 ° 0 31 э 2

25,0

25,0

25,0

05.82

03.83

09. 84

721

722

723

Та блица 2

Объединение, НГДУ, Скважина мест орождение

Рабочее

Дата

Минимально давление на устье, МПад оп ус тимое давление на устье, P, MIIa ввода в эксп- обнарулуатацию жения нарушения

03.78

01.77

127

2,9-2,3

6;8"5,6

3,6-1,4

2,2-1,5

6,7-5,0

2,3-0 5

02. SO

01. 78

12.79

03.78

03.75

03.76

46

169

Та блица 3

Дебит сква- Диаметр Давление на зажины, штуцера, бое скважины, 3 /су1 мм МПа

110 5 55,3

212 10 49,0

300 12 43,0 Грознефть"

"Старогрознефть":

"Правобережное"

"Минеральное"

"Ставропольнефтегаз";

"Курган-Амур"

Южное"

"Величиевское" где Fr — критерий Фруда, а минимальное давление определяют из

I 1 сл едующег о в ыр а же ния: ,Р... (1 ). -Р)

Aavt" /3+Р1к1с +Г Р (1-п) 1-(") где Р1, — давление насыщения нефти, МПа;

P — атмосферное давление, МПа;

à — газовый фактор, м /м

Il — обводненность потока.

07.80 17,7-13,8 20,2

07.79 13,0-12,0 23,6

0 о

О

%00 1500 И00 2500 нас,, и

Фи. 2

Фиг. 3

Составитель В.Борискина

Редактор А.Мотыль Техред JI.Îëèéíûê Корректор С.Шевкун

Заказ 1225 Тираж 370 . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д, 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101