Содержание к диссертации
ВВЕДЕНИЕ ГЛАВА I.
АНАЖЗ КАЧЕСТВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА ФОНТАННЫХ СКВАЖИН,ОБОРУДОВАННЫХ ТРАПАМИ 1*1Пульсация давления в коллекторе 1^2.Неравномерное поступление нефти и газа
, ,в трап 1;3_»Недостатки схем трапного хозяйства Г.4.Прочие недостатки трапного определения газового фактора ГЛАВА П. БЕСТРАПНЫЙ СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА. СКВАЖИН 2.1.Уравнение движения газонефтяной смеси в
- .вертикальной трубе
2.2.Частные случаи- формулы для определения
- .газового фактора фонтанных скважин
2.3.Исходные данные для определения газового
V .фактора бестрапным способом 2Л.О-погрешностях определения газового фак-
. .тора бестрапным способом 2.5.Номограмма для определения газового фактора ГЛАВА Ш. НЕКОТОРЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ БЕСТРАПНОГО СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОВОГО ФАКТОРА СКВАЖИН 3.1.Последовательность работ при определении
- -газового фактора бестрапным способом
3.2.Распределение начального газового фактора пластовой .нефти, по площади УП горизонта месторождения Сангачалы-Дуванный-море ГЛАВА ІУ. ОТБОР ПРОБ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СМЕСЕЙ С УСТШ СКВАЖИН
4Д .Устьевой пробоотборник-УП-І 4.2.Результаты применения устьевого пробоотборника УП-І ВЫВОДЫ И-РЕКОМЕНДАЦИИ Литература Приложение
Стр. 5
99 108 НО 115
Принятые обозначения
Р0То- нормальное давление и температура; Р - давление в данном сечении потока; Т - температура в данном сечении потока; Рм - пластовое давление; РУ - устьевое давление; Рмд - забойное давление; Рц - давление насыщения; Р - глубина;
РТр- давление на преодоление силы трения; Я - плотность многофазной смеси при Р и Т ; онд- плотность дегазированной нефти при Ро и Т0 ; ft- плотность газа при Р и Т ; JH- плотность нефти при Р и Т ; ~%- плотность воды при Р и Т ; jP - плотность газа после полной дегазации нефти при Р0 *о- плотность свободного газа при Р0 и Т0 ; J& - плотность воздуха при Р0 и То ; Jj-^- плотность газа, растворенного в нефти при Р0 и % JrpB- плотность газа,растворенного в воде при Р0 и Т0 Р - площадь сечения трубы; $ - ускорение силы тяжести; і - гидравлический уклон;
% - доля площади сечения трубы,занятой нефтью; ^-- доля площади сечения трубы, занятой газом; - доля площади сечения трубы, занятой водой; f - отношение абсолютных скоростей газа и нефти; Р- отношение абсолютных скоростей нефти и воды; &л- вес смеси,отнесенной кім3 дегазированной нефти;
GrH - массовый расход нефти;
&г - массовый расход газа;
&# - массовый расход воды;
У~н - объемный дебит нефти;
YB - объемный дебит воды;
1^ - абсолютная скорость нефти;
Wg - абсолютная скорость воды;
с# объемный коэффициент пластовой нефти;
с^ - объемный коэффициент пластовой воды;
Ъ - коэффициент сжимаемости газа;
Q - газовый фактор;
^U - объемный расход воды на I м3 дегазированной нефти.
Введение к работе
Одной из узловых задач одиннадцатой пятилетки является опережающее и более эффективное развитие топливно-энергетического комплекса. Согласно директивам ХХУТ съезда КПСС, добыча нефти в 1985 году должна быть доведена до 620-645 млн.т, а добыча газа до 600-640 млрд.куб.м.
Для: решения указанной задачи необходимы разработка и внедрение комплекса вопросов, связанных с исследованием и регулированием отдельных звеньев процесса добычи нефти и газа. В число этих вопросов входят техника и технология определения характеристик залежи.
Одной из основных характеристик залежи, подлежащей изучению и контролю, является газовый фактор фонтанных нефтяных скважин. Величина газового фактора входит в число данных для прогнозирования добычи нефти и газа, составления проекта разработки залежи, установления оптимального режима работы скважины, выбора расположения разведочных и эксплуатационных скважин, изучения термодинамических и гидродинамических процессов в пласте и решения ряда технологических задач, связанных с сепарацией, транспортировкой и переработкой газа.
Качество и своевременность измерения газового фактора зависят от соответствия характеристикам скважин данного месторождения технических и технологических средств, предназначенных для этих измерений, а также от степени обустройства промысла. При этом решение вопросов своевременности, техники и технологии исследова-
ния скважин усложняется для разведочных площадей, (при отсутствии трапных сепарационных хозяйств, оборудования, приборов), глубоких залежей и морских месторождений. Но в развитии техники и технологии определения газового фактора скважин заметного прогресса не наблюдается.
Так как качество и своевременность определений газового фактора . влияют на эффективность разработки месторождения и экономику нефтяного региона, то создание более совершенных способов определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин является актуальной задачей.
Цель работы. Существующие на нефтяных промыслах трапные сепа-рационные установки, включая и автоматические, не всегда обеспечивают определение газового фактора нефти с достаточной точностью. Эксплуатация упомянутых установок показывает, что при трапном определении газового фактора нефти одной и той же скважины, работающей на установившемся режиме в подавляющем числе случаев наблюдается существенная разница между результатами последовательных определений. Но возникновение большинства существенных ошибок при определении газового фактора не зависит от точности применяемой на трапе измерительной аппаратуры. Источником большинства ошибок являются процессы, происходящие в трапе, коллекторе и трубопроводе, соединяющем скважину с трапом. Эти процессы затрудняют определение газового фактора текущего режима разработки пласта и состояния газонефтяной смеси в призабойной зоне, что является причиной всякого рода неувязок между фактически извлеченным количеством газа и измеренным на трапе.
Поэтому возникла необходимость в разработке способа определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин без применения трапа т.е. способа, не имеющего недостатков, присущих трапному хозяйству.
7 Методы решения поставленных задач
Для решения поставленной задачи применены аналитические и экспериментальные методы.
Достоверность полученных результатов была проверена посредством анализа погрешностей предложенных расчетных формул и апробированием способа определения газового фактора на нефтяных месторождениях.
Научная новизна
В диссертационной работе впервые предложен бестрапный способ определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин, устройство для отбора устьевых проб газонефтяных смесей и методика применения упомянутых способа и устройства на нефтяных месторождениях Азербайджана и Туркмении.
Доказано, что уравнение движения многофазной смеси по стволу скважины содержит функциональную зависимость между газовым фактором смеси, градиентом давления и свойствами ее фаз. Эта зависимость может быть применена для определения газового фактора многофазного потока.
В связи с применением приборов высокого класса точности бестрапный способ определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин имеет повышенную точность.
Измерения производятся непосредственно в скважине, что исключает влияние неравномерного распределения фаз в трубопроводе и колебание давления в трапе и коллекторе на точность измерений газового фактора.
Предложенный способ отбора устьевой пробы пластовой нефти обеспечивает исследование скважин с высокими устьевым давлением и дебитом, а также глубокозалегающих и морских месторождений.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Бестрапный способ определения газового фактора фонтанных нефтяных скважин применяют при исследовании новых нефтяных месторождений.
Результаты применения способа положены в основу разработки месторождений ПО "Азнефть", "Туркменнефть" и ВПО "Каспморнефте-газпром".
Для практического применения бестрапного способа определения газового фактора составлен руководящий документ РД 39-1-695-82 (утвержденный Министерством нефтяной промышленности).
Внедренный устьевой пробоотборник обеспечивает исследование глубокозалегающих месторождений.
Предлагаемый способ определения газового фактора нефтяных фонтанных скважин и материалы диссертации использованы:
при составлении "Руководства по определению газового фактора фонтанных скважин бестрапным способом" РД 39-1-695-82;
для подсчета запасов нефти и газа, составления проектов разработки, выбора расположения эксплуатационных и разведочных скважин, выполнения технологических расчетов, ориентировочного определения расположения ВНК и ГНК;
для определения параметров пластовых флюидов глубоких фонтанных скважин,характеризующихся высокими давлениями и температурами.
Личный вклад автора в выполненную работу
Автор является ответственным исполнителем всех разработанных в диссертации вопросов.
Лично автором выполнены следующие задачи:
І.Дан критический анализ работы трапных сепарационных устройств на месторождениях Азербайджана;
2.Выявлены и обоснованы погрешности в работе трапных сепарационных устройств;
З.На основе теоретических и экспериментальных исследований созданы и апробированы:методика (РД 39-1-695-82) и устройство (УП-І) для определений газового фактора нефтяных фонтанных скважин на месторождениях Азербайджана, ПО "Аз-нефть", ВІЮ "Каспморнефтегазпром" и "Туркменнефть" (месторождения Котур-тепе, Барса-Гельмес).
4.Результаты работы имеют инженерное завершение.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались:
І.На научно-технической конференции по исследованию скважин и пластов, г.Ивано-Франковск,: 1977 г;
2.В НГДУ "Сиазаннефть".Выездная научно-техническая конференция. 23 марта 1981 г;
З.В НГДУ "Ширваннефть". Выездная научно-техническая конференция. 17 марта 1982 г
4.В НГДУ "Мурадханлынефть". Выездная научно-техническая конференция. 16 марта 1983 г.
Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций, списка литературы,насчитывающий 55 наименований и приложения. Содержит 131 страницу машинописного текста, 21 таблицу, 26 рисунков.
Содержание работы. В введении отмечена актуальность темы диссертации, указана цель работы и в вице аннотации изложено то новое, что внесено в исследование проблемы.
В первой главе приведены обзор и анализ работы сепарационных установок, применяемых на месторождениях Азербайджана. В результате анализа промысловых материалов выявлен ряд их недостатков, оказывающих существенное влияние на качество измерения газового фактора.
Основными недостатками являются следующие:
неравномерное поступление нефти и газа в трап;
пульсация давления в коллекторе;
нарушения в работе расходомера;
сложность организации трапного хозяйства на отдельных площадях и особенно на морских месторождениях;
сложность разработки мероприятий для устранения недостатков трапного измерения газового фактора.
В области улучшения техники и технологии измерения газового фактора работали многие специалисты.
Результаты обширных исследований процессов в скважине и трапе приведены в работах А.М.Шрвердяна, А.А.Арманда, Е.И.Невструе-вой, В.А.Архангельского, К.В.Виноградова и других.
Технике и технологии измерений газового фактора посвящены работы Б.Н.Голубева, М.А.Ореичина, В.П.Тулова, М.Б.Кавиева, П.Н. Камышникова, М.Д.Штофа, В.П.Прончука, В.И.Гарояна, П.Н.Ускова, А.И.Арутюнова, М.Т.Корчажкина и др.
Общими для всех работ являются исследования технологии измерения газового фактора трапным способом. Вместе с тем наблюдения за качеством измерения газового фактора на промыслах ПО "Аз-
нефть" и ВПО "Каспморнефтегазпром" показали, что применяемая техника и технология измерений этой величины не отвечают современным требованиям.
Большие затруднения встречает организация измерения газового фактора на морских месторождениях.
Перечисленные недостатки трапных хозяйств искажают действительную величину газового фактора, что в свою очередь отрицательно влияет на эффективность процесса разработки и использования энергетических ресурсов месторождения.
Вторая глава посвящена выводу формул для определения газового фактора фонтанных скважин с учетом многокомпонентное^ движущейся смеси и, в частности, определения газового фактора двухфазного потока.
На основании теоремы об изменении количества движения получено уравнение стационарного движения трехфазной газоводонефтя-ной смеси в вертикальной трубе. Анализ этого уравнения показал , что в условиях нефтяной скважины кинетическая и реактивные силы практически не влияют на количественную характеристику потока.
Исключая из уравнения кинетическую и реактивную силы, приходим к уравнению Бернулли. Решая уравнение Бернулли с учетом всехшраметров движущейся газожидкостной смеси,мы получаем формулы для определения газового фактора.
В данной главе приведена методика и порядок определений параметров пластовой нефти с учетом скольжения фаз. Величина скольжения фаз в скважине, зависит от ряда факторов, в том числе от содержания свободного газа в газонефтяной смеси " < ".
Формулу для определения газового фактора целесообразно применять при газовом числе 1,2 ^ ^ 1,5.
Погрешность бестрапного способа определения, газового фактора, подсчитанная по формуле максимальной относительной погрешности, не превышает 5-10$.
Это существенно меньше погрешности определения газового фактора посредством трапа.
Для упрощения расчетов в диссертации приведена номограмма.
Б третьей главе приведены результаты применения способа определения газового фактора скважин на месторождениях Азербайджана: Кюрсангя, Карабаглы, Сангачалы-Дуванный-море, Песчанный-море, Нефтяные Камни, а также на месторождениях Туркмении Барса-Гельмес и Котур-Тепе.
Данные о газовых факторах, полученные бестрапным способом, были применены для определения давлений насыщения (по кривым растворимости газов в нефтях).
Результаты определений газового фактора и давлений насыщения были положены в основу составления проекта разработки УП горизонта месторождения Сангачалы-Дуванный-море.
