Способ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации фонтанных нефтяных скважин.

Цель изобретения - повышение эффективности за счет предотвращения коррозионного разрушения насосно- компрессорных труб.

На фиг.1 изображена зависимость критерий Фруда (Уг) от газосодержания (ft); на фиг.2 - зависимость дебита (q) скважины от глубины разга- зирования нефти (Цас); на фиг.З - зависимость дебита (q) от давления на устье скважины (Ри).

Способ реализуется следующим образом.

Проводят исследование рабош скважины на приток и устанавливают максимально допустимое давление на устье скважины, определяемое с учетом работы пласта и газожидкостного подъемника на минимальном режиме (дебите). Определяют величину критического газосодержания в потоке из выражения

-JTr

9 35-1

2.27FP

Р

(1)

Г -1

где Fr - критерий Фруда. Затем рассчитывают минимальное давление на устье скважины

р VKacr(i-nKi-f m

мик (УЧа о +1 Ь«) 1

где Р - давление насыщения нефти, МПа;

3

О „ ,. w ГГ ,

Т-я о - р1р-Л

1-р оPIJ

(7)

10

Рд - атмосферное давление, Mllaj Г - газовый фактор, м3/м3; п - обводненность потока. На устье скважины штудированием поддерживают давление в пределах

P.,,4.i обеспечивая подачу газо- /viyin лли м,

нефтяного потока на дневную поверхность.

Минимально допустимое рабочее давление, при котором коррозия насосно-компрессорных труб не происхо-„ , 1

На фиг.1 заштриховаными участками,

дит, определена в результате экспери- . с„ s

Jг 15 исходя из статической обработки проментальных исследовании на модели

трубы. Установлено, что коррозия насос но-компрессорных труб локализуется на участках, где расходное газосодериас о Р )ilinHiI)

t р(риасЛ +гЛ 1-пН 1- /Г)

Так как величина Р. много меньше , то пренебрегая ее значением, получают

ро Pnac -nHl-p) i Р . (8)

pPHaD -Vd-nHi-P)

мысловых данных, в координатах Fr,A показана область, где протекание коррозионного процесса так же, ,как

..и его отсутствие, равновероятно. Анажание /о равно или выше определяемого .,-.

I „/. , 20 лиз промысловых данных также показал,

что при давлении на устье скважины, равном или большем минимально допустимого (критического), определяемого по формуле (2), коррозионного разрушения груб не наолюдается (см.

по эмпирической зависимости (фиг.1, кривая 1)

.

(3)

25

табл. 1). В скважинах же, работающих при давлении на устье, меньшем PJ нарушение насоснокомпрессорных i py6 происходит через 2-3 года (см.

безразмерный критерий ФруFr

СМ

да, определяемый по формуле

V2

---М(4)

g D W

где V«,. - линейная скорость газожидL ЛЛ.

костного потока, м/с; D - внутренний диаметр насоснокомпрессорных труб, м; g - ускорение свободного падения, м/с2 . А так как

Jk r+cV

(5)

где Qo, - объем добываемой жидкости,

м3 /сут;

QJ, - объем выделившегося газа при снижении давления от

и

Рнйе до Рц, м3/сут;

,(1-п)( - Г--1р-),(6)

Р(} рнас ро де Р6 - атмосферное давление, МПа;

Q - объемный расход жидкости, м3/с;

п - обводненность жидкости; PU - давление на устье скважины,

Mllaj

Р„-с - давление насыщения нефти, МПа,

1643705

го

3

О „ ,. w ГГ ,

Т-я о - р1р-Л

1-р оPIJ

(7)

„ , 1

На фиг.1 заштриховаными участками

иас о Р )ilinHiI)

t р(риасЛ +гЛ 1-пН 1- /Г)

Так как величина Р. много меньше , то пренебрегая ее значением, получают

ро Pnac -nHl-p) i Р . (8)

pPHaD -Vd-nHi-P)

табл. 1). В скважинах же, работающих при давлении на устье, меньшем PJ нарушение насоснокомпрессорных i py6 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 выше минимально допустимого, определяемого по формуле (8).

Пример. Скважина 39 ХаянКорт объединения Грознефгь. Глубина скважины м, колонна насосно-компрессорных труб спущена до забоя; диаметр насосно-компрессорных труб ,0b03 м, газовый фактор Г

483 м3 /м3 ; давление насыщения Рна(. 30,0 МПа; обводненность продукции 0,04, плотность пластовой нефти 700 кг/м3 .

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 габл.З.

По данным замеров дебитов и забойных давлений по известной методике

определяют пластовое давление, коэффициент и степень общего уравнения притока. Для данного примера Рп/| 61,0 МПа;п 0,856, ,87.10-4-мэ /МПаг с .

Затем определяют максимально допустимое давление на устье скважины для граничных значений относительного погружения 5 ,65. В данном примере выделение газа начинается в насосно-компрессорных трубах, поэтому

Ј««.:Ј

0 рвЧао (Ш)

Отсюда для первого условия ,3

VFKac-°.3pS

JHQC

для второго условия с 0,65 Час

(12)Максимально возможная пропускная способность газожидкосгногс подъемнка определяется по формуле

Л

FIJ

. (13)

Совместным решением (11) н (13) и (Г,.) и (13) определяют минимально (условие ,30) и максимально (услвие ,Ь:) допустимые дебигы скважины

oW(,

/с.

,7-1(Г мэ/с;

,5 ,10-%з

Для определения области рабочих давлений на устье скважины и соотвел ствующих им дебитов, исходя из результатов исследования и используя известную зависимость, имеют .(Hclre-L,QCpB;r, (14) где (J ftp - приток флюида из пласта, 1 м3/с;

нас1

получают

задаваясь значениями I., зависимость притока от глубины начала разгазирования нефти (фиг.2, кривая 1) .

Так как для установившейся работы д системы пласт - скважина необходимо условие равенства притока и подачи подъемника, то, находя на фиг.1 точку пересечения Оы„„яс кривой 1 (эависи m U К U

мостью притока от глубины начала раз-JQ газирования нефти) и кривой 1, определяют глубину разгазирования нефти при работе скважины на максимальном и минимальном режимах,

Б данном примере Q соответству-„ ег м; (Wv,H - LHae 250 м (см. фиг.2).,

Далее по формуле (8) определяют РАДИМ 25,15 МПа.

43705

.

о Приравнивая правые части формулы притока (14) и пропускной работы подъемника для -Р

К

10

20

25

30

35

а

40

ы д ку з-JQ1, -„.

t i: t ) пил у чсии j . y

-(8 -LHQC)pgJ

-py, -«

ЮС

получают () peLMoc

задаваясь значением L висимость подачи подъемника oi1 глубины разгазирования нефти при Р (фиг.2, кривая 2).

Точка (А) пересечения кривых 1 и 2 (фиг.1) есть точка согласованной 15 работы пласта и подъемника при давлении на устье скважины ,15 МИа, глубина разгазирования нефти при этом 11цас 1350.

Как видно из построений (фиг.2), область рабочих дебитов лежит в пределах (),5 10 4м3/с и ,5 хЮ м3/с, глубина разгазировання нефги 250-1350 м. Л так как 0,3хрвъйас и 1,мс 250 м; ,5 МПа .

На фиг.З показаны области рабочих устьевых давлений и дебитов скважины для условийЈ 0,3 и ,65. Область рабочих давлений на устье лежит в пределах 20,4-29,5 МПа, рабочих деби- гов 36,7- ПГ4-11,5. /с. Однако с учетом возможности коррозионного поражения насосно-компрессорных труб область рабочих устьевых давлений устанавливают в пределах 25,15 - 29,5 МПа, а рабочих дебнтов соответственно в пределах (25, 5-11, 5) МО. м3/с. На фиг.З области рабочих давлений и дебитов показаны заштрихованными участками.

Таким образом, оптимальный режим работы скважины, при котором коррозионное разрушение насосно-компрессорных труб исключается, находится в пределах значений, соответствующих устьевому давлению от 25,15 до 29,50 МПа и рабочим дебитам от 11,5х МСГ+до 25,50 1(Г4 м3/с.

Формула изобретения

Способ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины, включающий определение величин максимального и минимального давлений газонефтяного потока на устье скважины, подъем гаэонеф- тяного потока на дневную поверхность и поддержание рабочего давления в этих пределах, отличающий- с я тем, что, с целью повышения его

эффективности за счет предотвращения коррозионного разрушения насосно- компрессорных труб, перед определенигде Fr - критерий Фруда,

а минимальное давление определяют из

следующего выражения:

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 га- зосодержания 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 ; п- обводненность потока. На устье С штудированием поддерживают Д в пределах между минимальным и максимальным. 3 ил., 3 та 6л . с Ј (Л

30

Таблица2

г-

Ј

v УУ w vrvd

&

ЯГ «Vc

W

W

г-I-

I I 1I

10

W Фиг.З

W Фиг.З

30