Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации

Расчет № 5

Соответствующими особенностями разработки месторождений на оканчивающем шаге, исходя из убеждений перспективы извлечения углеводородов, является понижение рабочего давления, маленький дебит скважин и их неудовлетворительное техническое состояние. Срок эксплуатации таких скважин приближается к критичной отметке – 50 годам.

Разумеется, что при проектировании разработки месторождений на оканчивающем шаге, повышенное внимание следует уделить технологическим решениям, позволяющим Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации стабилизировать темпы добычи газа и увеличивать газоконденсатоотдачу на эксплуатационных объектах.

Основными технологическими решениями являются:

- понижение рабочего давления на месторождениях с целью роста темпов отбора газа;

- переведение скважин на выше либо ниже залегающие эксплуатационные горизонты;

- бурение новых эксплуатационных скважин;

- обновление ликвидированных скважин;

- проектирование бурения других (боковых) стволов низкодебитных скважин и скважин Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации недействующего фонда;

- отделение пробковых горизонтов;

- оборотная закачка инертных газов и др.

Более действенным технологическим решением, способствующим повышению добычи газа на месторождениях с определенной степенью истощения, является снижение рабочего давления.

Добиваются понижения давления на определенную величину:

- внедрением средств по чистке газопроводов от накопившихся отложений;

- ревизией и подменой запорной и Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации 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 либо ДКС месторождения.

Рабочее давление скважин – основной из влияющих причин на величину дебита на месторождениях на оканчивающей стадии эксплуатации Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации. Его величину определяют значения конечного давления и утрат при транспортировке газа.

Понижение конечного давления на пт передачи газа приводит к понижению рабочего давления скважин, а повышение перепада меж пластовым давлением и давлением на устье скважин содействует повышению объемов добычи газа.

Определение рабочего давления скважин месторождения проводят по годам эксплуатации зависимо Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации от тенденции конфигурации давления на входе в центральный газосборный пункт месторождения и избранных компрессорных агрегатов.

Метод рассчета включает последующие 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.м Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации3/день.

2 Величина рабочего давления на устье скважин месторождений в любой из годов предстоящей эксплуатации месторождения равна:

, (1)

где Рвх – входное давление на центральном газосборном пт (при эксплуатации с ДКС – на входе в ДКС) в любой из следующих годов эксплуатации, кгс/см2;

∑ΔРсрм.г. – суммарные усредненные утраты давления в системе межпромысловых газопроводов, кгс Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации/см2;

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

ΔРсршл – суммарные усредненные утраты в шлейфах скважин.

Утраты давления в межпромысловом газопроводе определяют как разницу меж давлениями на исходном пт и центральном газосборном пт:

, (2)

где Рн - давление в исходном пт, которое рассчитывают по формуле:

, (3)

где λфакт – фактический Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый экспериментально для каждого отдельного участка межпромыслового газопроводов по методу гидравлического расчета газопроводов;

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

Δ – относительная плотность газа по воздуху;

Тср – средняя температура газа, К;

L – длина рассчитываемого участка газопровода, км;

zср Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации – средний коэффициент сжимаемости газа;

d – внутренний поперечник системы межпромысловых газопроводов, мм;

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

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

, (4)

где Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации n – количество установок подготовки газа по пути его транспортирования от устья скважины до центрального газосборного пт.

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

Исходя из практики Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации эксплуатации объектов подготовки газа, для инженерных расчетов средние допустимые утраты давления можно принять по таблице 1.

Таблица 1 Средние допустимые утраты давления

Наименование объекта Величина утрат давления, кгс/см2
Входной узел и узел сепарации газа на ДКС 0,275
Сепараторы первой ступени УКПГ 0,16
Сепараторы 2-ой ступени УКПГ 0,167
Газопровод-подключение 0,075
Утраты в установках подготовительной подготовки Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации газа 0,167

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

(5)

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

- измерения в полевых критериях Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации;

- 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/день) 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 Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации скважины, МПа;

; (7)

где – относительная плотность газа;

– коэффициент сжатия газа в пластовых критериях;

Тср – абсолютная температура газа в пластовых критериях, К;

l – глубина спуска насосно-компрессорных труб, м

(8)

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

екв – внутренний поперечник НКТ скважин, см;

где m – количество эксплуатационных скважин Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации.

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

Внутренний поперечник, см Эквивалентная шероховатость стены трубы, ε Малый дебит, qmin, тыс.м3/день 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 отыскать по формуле барометрического нивелирования Лапласа-Бабине:

(9)

– абсолютное пластовое давление, МПа;

Рст – давление на устье Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации остановленной скважины после его стабилизации (статическое давление), МПа.

В критериях неизменной депрессии на пласт:

(10)

где ΔР – депрессия на пласт, МПа.

При наличии значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений в некий момент времени А(t) и В(t) употребляют уравнение прилива газа к средней скважине.

(11)

4 При выполнении условия точности Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации 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:

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

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

- проектная загруженность Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации газосборной системы – 0,5 млн. м3/день;

- длина системы межпромысловых газопроводов – 45 км;

- усредненная температура газа в газосборной системе – 50С;

- плотность газа при обычных критериях – 0,726 кг/м3;

- коэффициент сжимаемости природного газа – 0,91;

- техно черта газосборной системы: коллектора с наружным поперечником 325 мм и шириной стены 12,5 мм, теоретический коэффициент гидравлического сопротивления коллекторов- 0,019;

- коэффициент гидравлической эффективности Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации системы газосборных коллекторов – 49 %.

В состав газосборной системы входят:

- дожимная компрессорная станция;

- установка всеохватывающей подготовки газ с двухступенчатой сепарацией;

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

- 5 шлейфов скважин с такими измеренными текущими режимными чертами :

№ шлейфа скважины Устьевое давление, кгс/см2 Давление на входе в УППГ, кгс/см Расчет рабочего давления скважин месторождения на завершающей стадии эксплуатации2 Давление на выходе в УППГ, кгс/см2 Объем подачи газа, тыс.м3

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

- глубина спуска насосно-компрессорных труб – 5064 м;

- средняя температура газа в скважине – 12 0С;

- поперечник НКТ – 73 мм.

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

Точность расчета должна составить более 5%.


raschet-svajnih-fundamentov-na-prochnost-i-treshinostojkost.html
raschet-svarnih-soedinenij.html
raschet-szhato-izgibaemih-elementov.html