Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации





Расчет № 5

Характерными особенностями разработки месторождений на завершающем этапе, с точки зрения перспективы извлечения углеводородов, является снижение рабочего давления, низкий дебит скважин и их неудовлетворительное техническое состояние. Срок эксплуатации таких скважин приближается к критической отметке – 50 годам.

Очевидно, что при проектировании разработки месторождений на завершающем этапе, особое внимание следует уделить технологическим решениям, позволяющим стабилизировать темпы добычи газа и повышать газоконденсатоотдачу на эксплуатационных объектах.

Основными технологическими решениями являются:

- снижение рабочего давления на месторождениях с целью увеличения темпов отбора газа;

- переведение скважин на выше или ниже залегающие эксплуатационные горизонты;

- бурение новых эксплуатационных скважин;

- обновление ликвидированных скважин;

- проектирование бурения других (боковых) стволов низкодебитных скважин и скважин недействующего фонда;

- отделение пробковых горизонтов;

- обратная закачка инертных газов и др.

Наиболее эффективным технологическим решением, содействующим увеличению добычи газа на месторождениях с определенной степенью истощения, является понижение рабочего давления.

Достигают снижения давления на определенную величину:

- внедрением средств по очистке газопроводов от накопившихся отложений;

- ревизией и заменой запорной и регулирующей арматуры на объектах месторождений;

- поиском и привлечением в систему новых низконапорных потребителей природного газа месторождений с низким рабочим давлением;

- вводом в эксплуатацию компрессорного оборудования на базе УКПГ, ГС или ДКС месторождения.

Рабочее давление скважин – основной из влияющих факторов на величину дебита на месторождениях на завершающей стадии эксплуатации. Его величину определяют значения конечного давления и потерь при транспортировке газа.

Снижение конечного давления на пункте передачи газа приводит к снижению рабочего давления скважин, а увеличение перепада между пластовым давлением и давлением на устье скважин способствует увеличению объемов добычи газа.

Определение рабочего давления скважин месторождения проводят по годам эксплуатации в зависимости от тенденции изменения давления на входе в центральный газосборный пункт месторождения и выбранных компрессорных агрегатов.

Алгоритм рассчета включает следующие пункты:

1 Задаются величинами:

– давления на входе в центральный газосборный пункт Рвх;

– проектного объема добычи газа из месторождения Qпр;

– точностью расчета ,

где Qфакт – фактический суммарный дебит скважин, тыс.м3/сутки.

2 Величина рабочего давления на устье скважин месторождений в каждый из годов дальнейшей эксплуатации месторождения равна:

, (1)

где Рвх – входное давление на центральном газосборном пункте (при эксплуатации с ДКС – на входе в ДКС) в каждый из последующих годов эксплуатации, кгс/см2;

∑ΔРсрм.г. – суммарные усредненные потери давления в системе межпромысловых газопроводов, кгс/см2;

ΔРсробв – суммарные усредненные потери давления в обвязке установок подготовки газа;

ΔРсршл – суммарные усредненные потери в шлейфах скважин.

Потери давления в межпромысловом газопроводе определяют как разницу между давлениями на начальном пункте и центральном газосборном пункте:

, (2)

где Рн - давление в начальном пункте, которое рассчитывают по формуле:

, (3)

где λфакт – фактический коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый экспериментально для каждого отдельного участка межпромыслового газопроводов по алгоритму гидравлического расчета газопроводов;

Qпр – заданная фактическая продуктивность участка газопровода, равная проектному объему добычи газа из месторождения, млн.м3/сутки;

Δ – относительная плотность газа по воздуху;

Тср – средняя температура газа, К;

L – длина рассчитываемого участка газопровода, км;

zср – средний коэффициент сжимаемости газа;

d – внутренний диаметр системы межпромысловых газопроводов, мм;

Рвх –конечное давление на входе в центральный газосборный пункт, кгс/см2.

Суммарные усредненные потери давления в обвязке установок подготовки газа определяют исходя из количества объектов, на которых проводится сбор и подготовка газа (УКПГ, УППГ, ДКС (ГС)):

, (4)

где n – количество установок подготовки газа по пути его транспортирования от устья скважины до центрального газосборного пункта.

Величина потерь давления в обвязке установок подготовки газа определяют в процессе экспериментальных исследований путем замера давления в контрольных точках объекта: входная линия, вход и выход сепарационного оборудования, замерные диафрагмы, охранные краны.

Исходя из практики эксплуатации объектов подготовки газа, для инженерных расчетов средние допустимые потери давления можно принять по таблице 1.

Таблица 1 Средние допустимые потери давления

Наименование объекта Величина потерь давления, кгс/см2
Входной узел и узел сепарации газа на ДКС 0,275
Сепараторы первой ступени УКПГ 0,16
Сепараторы второй ступени УКПГ 0,167
Газопровод-подключение 0,075
Потери в установках предварительной подготовки газа 0,167

Потери давления в шлейфах скважин определяют как разницу между фактическим давлением на устье скважины и давлением на входе в установку подготовки газа:

(5)

Для каждой конкретной скважины месторождения данные о фактических давлениях на устье скважины и на входе в установку подготовки газа получают путем:

- измерения в полевых условиях;

- выбора из рапорта о режиме работы скважин месторождения.

Усреднение параметра проводят по количеству эксплуатационных скважин.

3 Величину фактического суммарного дебита скважин месторождения Qфакт (тыс. м3/сутки) определяют исходя из определенного рабочего давления на устье скважины месторождения по формуле Адамова:

, (6)

где р – абсолютное давление на устье скважины, МПа;

– абсолютное давление на забое скважины, МПа;

; (7)

где – относительная плотность газа;

– коэффициент сжатия газа в пластовых условиях;

Тср – абсолютная температура газа в пластовых условиях, К;

l – глубина спуска насосно-компрессорных труб, м

(8)

где – коэффициент гидравлического сопротивления скважины, значения которого принимают соответственно таблице 2.

екв – внутренний диаметр НКТ скважин, см;

где m – количество эксплуатационных скважин.

 

Таблица 2 – Величины минимальных значений еквивалентной шероховатости, дебита и коэффициента гидравлического сопротивления скважин для квадратичного течения газового потока

Внутренний диаметр, см Эквивалентная шероховатость стенки трубы, ε Минимальный дебит, qmin, тыс.м3/сутки Коэффициент гидросопротивления, λ
2,54 0,01 3,7 0,028
4,03 0,007 6,5 0,027
5,03 0,006 0,026
6,2 0,0048 0,025
7,6 0,004 37,5 0,024
8,86 0,0034 0,023
10,03 0,003 0,023
12,57 0,0024 0,022
15,23 0,002 0,021
20,31 0,0014 0,02

Давление на забое остановленной скважины можно найти по формуле барометрического нивелирования Лапласа-Бабине:

(9)

– абсолютное пластовое давление, МПа;

Рст – давление на устье остановленной скважины после его стабилизации (статическое давление), МПа.

В условиях постоянной депрессии на пласт:

(10)

где ΔР – депрессия на пласт, МПа.

При наличии значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений в какой-то момент времени А(t) и В(t) используют уравнение прилива газа к средней скважине.

(11)

4 При выполнении условия точности расчет считают законченным.

В случае невыполнения равенства проводят перерасчет расчетного давления на устье скважин, принимая в качестве проектного объема добычи величину фактического дебита скважин месторождения Qфакт.


Задание на расчет:

Найти давление на устье «средней» рабочей скважины месторождения в 2013, если:

- давление на входе в ДКС составит – 25 кгс/см2;

- проектная загруженность газосборной системы – 0,5 млн. м3/сутки;

- длина системы межпромысловых газопроводов – 45 км;

- усредненная температура газа в газосборной системе – 50С;

- плотность газа при нормальных условиях – 0,726 кг/м3;

- коэффициент сжимаемости природного газа – 0,91;

- техническая характеристика газосборной системы: коллектора с внешним диаметром 325 мм и толщиной стенки 12,5 мм, теоретический коэффициент гидравлического сопротивления коллекторов- 0,019;

- коэффициент гидравлической эффективности системы газосборных коллекторов – 49 %.

В состав газосборной системы входят:

- дожимная компрессорная станция;

- установка комплексной подготовки газ с двухступенчатой сепарацией;

- 2 установки предварительной подготовки газа с системой подводящих газопроводов (газопроводов-подключений);

- 5 шлейфов скважин с такими измеренными текущими режимными характеристиками :

 

№ шлейфа скважины Устьевое давление, кгс/см2 Давление на входе в УППГ, кгс/см2 Давление на выходе в УППГ, кгс/см2 Объем подачи газа, тыс.м3

- максимальное статическое давление на устье скважин – 95 кгс/см2;

- глубина спуска насосно-компрессорных труб – 5064 м;

- средняя температура газа в скважине – 12 0С;

- диаметр НКТ – 73 мм.

Скважины работают с постоянной депрессией на пласт – 30 кгс/см2.

Точность расчета должна составить не менее 5%.

 





Читайте также:
Основные понятия ботаника 5-6 класс: Экологические факторы делятся на 3 группы...
Книжный и разговорный стили речи, их краткая характеристика: В русском языке существует пять основных...
Своеобразие романтизма К. Н. Батюшкова: Его творчество очень противоречиво и сложно. До сих пор...
Что входит в перечень работ по подготовке дома к зиме: При подготовке дома к зиме проводят следующие мероприятия...

Рекомендуемые страницы:


Поиск по сайту

©2015-2020 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2016-04-27 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту:

Обратная связь
0.067 с.