8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Теоретические основы подъема жидкости и газа из скважин


Теоретические основы подъема смеси по трубам — КиберПедия

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэто­му для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения га­зожидкостных смесей в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожид­костных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движе­ния однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним коэффициентом трения то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать, по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою

очередь зависят от многих других параметров процесса и усло­вий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Принципиальная схема газожидкостного подъемника по­казана на рис.3.1.

 

 

 

В водоем с постоянным уровнем погружены подъемные тру­бы 1 длиной L на глубину h1 К нижнему концу подъемных труб (к башмаку труб) по трубам 2 (линия подачи газа) подводится газ. В подъемных трубах газ всплывает в жидкости и образуется газожидкостная смесь, которая поднимается на высоту h1. По­скольку трубы 1 и водоем являются сообщающимися сосудами, то у башмака будет абсолютное давление с одной стороны

 

и с другой стороны

 

где р,рсм- плотность соответственно жидкости и газожид­костной смеси; Р0- атмосферное давление воздуха над уровнем жидкости; Р2- противодавление на выкиде подъемных труб (устьевое давление).

Приравнивая эти уравнения, в случае одинаковых давле­ний газа над жидкостью в трубах и водоеме 20), получаем h1p= h1pcм. Так как средняя плотность смеси жидкости и газа

рсмменьше плотности жидкости р см<р), то h1>hrДля любого тела при постоянной массе плотность тем меньше, чем больше объем. Увеличивая объем газа в смеси (объемный расход его), уменьшаем плотность смеси и соответственно повышаем h1. Такая смесь может существовать только при движении одной или обеих фаз. Таким образом, принцип работы газожидкост­ного подъемника заключается в уменьшении плотности смеси в подъемных трубах.

Эксперименты показали, что с увеличением расхода газа увеличивается высота подъема жидкости h1и при определенном расходе его начинается перелив жидкости (h1>L). Расход жид­кости при увеличивающемся расходе газа сначала возрастает, достигает максимума, а затем уменьшается вплоть до нуля.



Это связано с тем, что труба заданной длины L и диаметра d при постоянном перепаде давления Р=Р1 - Р2может про­пустить вполне определенный расход жидкости, газа или газо­жидкостной смеси. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V0называют кривой лифтирования (подъема) (рис 3.2). поэтому газожидкостный подъемник можно называть также газлифтом.

Рис. 3.2. Зависи­мость подачи q подъемника, коэф­фициента полез­ного действия и удельного расхода газа R0 от расхода газа
На кривой лиф­тирования имеются четыре характерные точки. Точка А соот­ветствует началу подачи (перелива) жидкости, точка В соответ­ствует оптимальной подаче подъемника, точка С - максималь­ной подаче подъемника, точка D - срыву подачи подъемника по жидкости. Оптимальный режим работы характеризуется максимальным значением КПД подъемника.

Графическая зависимость q(V0) получена при заданном от­носительном погружении труб под уровень жидкости:

=h1/L (3.3)

или с учетом противодавления Р2на выкиде

 

Эксперименты показали, что в общем случае подача q газожидкостного подъемника является функцией многих па­раметров:

где p*,u* - соответственно отношение плотностей и абсо­лютных вязкостей жидкости и газа; о - поверхностное натяже­ние на границе раздела газ-жидкость.

 

Баланс энергии в скважине

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основ­ную задачу эксплуатации скважин - осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи Wn, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности Wu, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий Wn+ Wu.



Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энер­гии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W (без учета скольжения газа).

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W .

3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.

Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:

Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование Wлс,

- потери на трение, связанные с движением смеси по трубе Wmр, и потери на трение, связанные с относительным скольже­нием газа в жидкости Wck;

- потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) Wmc

- инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси Wин.

С учетом этого выражение (3.6) может быть переписано следующим образом:

Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие WMc и Wuhнастолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешно­сти пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать:

 

cyberpedia.su

7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рис. 7.4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров

объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины с, при прочих равных условиях ( h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в

сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при

= 1. В каждом из этих семейств и любых других, кривые q(V) при значениях , близких к единице и к нулю, не имеют практического значения, так как они либо неосуществимы ( = 0), либо бессмысленны ( = 1), и введены в рассуждения только для понимания физики процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах.

7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС

На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к. п. д. Если проанализировать произвольную кривую q(V), для которой = const, то для нее будут справедливы следующие рассуждения.

Из определения понятия к. п. д. следует, что

 

полезнаяработа

 

Wп .

(7.2)

затраченнаяработа

 

 

W

 

 

 

 

з

 

Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на высоту L - h, так что

Wп q g L h . (7.3)

Затраченная работа - это работа газа, расход которого, приведенный к стандартным условиям, равен V. Полагая для простоты, что процесс расширения газа изотермический, на основании законов термодинамики идеальных газов можем записать

W

V Рз0

Ln

Р1

Р0

,

(7.4)

Р2

 

 

 

 

Р0

 

где Р1 + Рo - абсолютное давление у башмака; Р2 + Ро - то же на устье, Ро - атмосферное давление. Подставляя (7.3) и (7.4) в (7.2), получим

studfile.net

Теоретические основы подъема смеси по трубам

Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэто­му для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения га­зожидкостных смесей в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожид­костных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движе­ния однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним коэффициентом трения то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать, по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою

очередь зависят от многих других параметров процесса и усло­вий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.

Принципиальная схема газожидкостного подъемника по­казана на рис.3.1.

 

 

 

В водоем с постоянным уровнем погружены подъемные тру­бы 1 длиной L на глубину h1 К нижнему концу подъемных труб (к башмаку труб) по трубам 2 (линия подачи газа) подводится газ. В подъемных трубах газ всплывает в жидкости и образуется газожидкостная смесь, которая поднимается на высоту h1. По­скольку трубы 1 и водоем являются сообщающимися сосудами, то у башмака будет абсолютное давление с одной стороны

 

и с другой стороны

 

где р,рсм- плотность соответственно жидкости и газожид­костной смеси; Р0- атмосферное давление воздуха над уровнем жидкости; Р2- противодавление на выкиде подъемных труб (устьевое давление).

Приравнивая эти уравнения, в случае одинаковых давле­ний газа над жидкостью в трубах и водоеме 20), получаем h1p= h1pcм. Так как средняя плотность смеси жидкости и газа

рсмменьше плотности жидкости р см<р), то h1>hrДля любого тела при постоянной массе плотность тем меньше, чем больше объем. Увеличивая объем газа в смеси (объемный расход его), уменьшаем плотность смеси и соответственно повышаем h1. Такая смесь может существовать только при движении одной или обеих фаз. Таким образом, принцип работы газожидкост­ного подъемника заключается в уменьшении плотности смеси в подъемных трубах.

Эксперименты показали, что с увеличением расхода газа увеличивается высота подъема жидкости h1и при определенном расходе его начинается перелив жидкости (h1>L). Расход жид­кости при увеличивающемся расходе газа сначала возрастает, достигает максимума, а затем уменьшается вплоть до нуля.

Это связано с тем, что труба заданной длины L и диаметра d при постоянном перепаде давления Р=Р1 - Р2может про­пустить вполне определенный расход жидкости, газа или газо­жидкостной смеси. Зависимость объемного расхода жидкости q от объемного расхода газа V0называют кривой лифтирования (подъема) (рис 3.2). поэтому газожидкостный подъемник можно называть также газлифтом.

Рис. 3.2. Зависи­мость подачи q подъемника, коэф­фициента полез­ного действия и удельного расхода газа R0 от расхода газа
На кривой лиф­тирования имеются четыре характерные точки. Точка А соот­ветствует началу подачи (перелива) жидкости, точка В соответ­ствует оптимальной подаче подъемника, точка С - максималь­ной подаче подъемника, точка D - срыву подачи подъемника по жидкости. Оптимальный режим работы характеризуется максимальным значением КПД подъемника.

Графическая зависимость q(V0) получена при заданном от­носительном погружении труб под уровень жидкости:

=h1/L (3.3)

или с учетом противодавления Р2на выкиде

 

Эксперименты показали, что в общем случае подача q газожидкостного подъемника является функцией многих па­раметров:

где p*,u* - соответственно отношение плотностей и абсо­лютных вязкостей жидкости и газа; о - поверхностное натяже­ние на границе раздела газ-жидкость.

 



Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 2747;


Похожие статьи:

poznayka.org

Основы теории подъема ГЖС ТЕОРИЯ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ

Основы теории подъема ГЖС

ТЕОРИЯ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ • Подъем жидкости из скважин всегда сопровождается выделением газа • Для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения ГЖС в трубах • При всех способах добычи нефти приходится иметь дело с движением ГЖС либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути

Движение ГЖС в вертикальной трубе

Плотность смеси ρ в трубке зависит от расхода газа с • Чем больше расход V, тем меньше плотность ρс • Изменяя расход газа V, можно регулировать высоту Н подъема ГЖС в трубке ρgh=ρс g. H → H=h∙ρ/ρс q(V) • Зависимость подачи ГЖП от расхода (левая ветвь кривой крутая, правая -пологая) • Для всех точек кривой постоянным является Р 1, так как погружение h не изменяется. Для данной кривой её параметром является относительное погружение Ɛ =h/L

ГЖП характеризуется семейством кривых q(V), имеющих параметр Ɛ

Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы Увеличение диаметра требует большего расхода газа, так как объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения заданной величины ρс, возрастает пропорционально квадрату диаметра

К. п. д. процесса движения ГЖС К. п. д. будет иметь максимальное значение в той точке, в которой отношение q/V максимально. Но q/V= tgφ. Только для касательной tgφ будет иметь максимальное значение. В точке касания получают оптимальный дебит q опт Удельный расход газа V/q=R обращается в бесконечность для точек начала и срыва подачи. Для режима оптимальной подачи при максимальном к. п. д. R минимально

Наибольшая величина q опт достигается при Ɛ=0, 5 -0, 6 Для достижения наибольшей эффективности работы ГЖП, необходимо осуществить погружение подъемной трубы под уровень жидкости на 50 -60% от всей длины трубы. В реальных условиях это не всегда может быть выполнено: §Из-за низкого динамического уровня §Из-за ограниченного давления газа, используемого для этой цели

Структура потока ГЖС в вертикальной трубе Пузырьковая (тонкодисперсная структура) На участке НКТ, где Р

Уравнение баланса давлений • При проектировании установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления • • р1—давление в нижней части трубы рс — давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС ртр — потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС рус — потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа р2— противодавление на верхнем конце трубы Уравнение справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих

При практических расчетах можно решить Прямые задачи • известно давление вверху р2 и требуется определить давление внизу р1 или наоборот При этом все другие условия (длина трубы, ее диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа) должны быть известны Обратные задачи • определить расход поднимаемой жидкости q при заданном перепаде давления р1 -р2. • определить необходимое количество газа Г 0 для подъема заданного количества жидкости q при заданном перепаде давления р1 -р2 Во всех случаях необходимо знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления

Решение задач • сводится к расчету потерь давления на участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d, Г, ρ) и последующем их суммировании. Чем больше n, тем точнее будет такое решение, при n=10 -15 достигается достаточная точность • Если известно давление вверху р2 • Если известно давление внизу р1

Через данное сечение трубы при движении ГЖС проходит некоторое количество газа и жидкости. Все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а жидкость — остающуюся площадь в том же сечении fж, так что fг+fж=f

• Плотность ГЖС определится как средневзвешенная • Истинное газосодержание • Тогда • Обозначим V — объемный расход газа; q — объемный расход жидкости; сг — линейная скорость движения газа относительно стенки трубы; сж — линейная скорость движения жидкости относительно стенки трубы. • Тогда можно записать следующие соотношения • и • После подставления в формулу средневзвешенной плотности ГЖС, выполняя сокращения, получим (*)

В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на него действует архимедова сила выталкивания • Обозначим r- газовый фактор, приведенный к условиям рассматриваемого сечения • Разделив числитель и знаменатель (*) на q и вводя новые обозначения, получим • При • Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью

• Относительная скорость газа (по отношению к жидкости) или • Поэтому • Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг и, следовательно, увеличивает fж. В результате плотность смеси увеличивается • Явление скольжения газа (а>0) при неизменных объемных расходах q u V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем • чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости

Плотность реальной смеси увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа При одной и той же относительной скорости газа (а = const) b уменьшается при увеличении расхода жидкости Вывод — переход на трубы малого диаметра при определенных условиях за счет увеличения сж уменьшит величину b, а это в свою очередь повлечет уменьшение Поэтому подъем ГЖС может быть осуществлен при меньшем забойном давлении. Однако целесообразность перехода на трубы меньшего диаметра должна быть проверена расчетом, так как при этом возрастут потери давления на трение

Расходное и истинное газосодержание • плотность идеальной смеси определяется расходным газосодержанием β, а плотность реальной смеси—истинным φ • Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q: • Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f

При движении ГЖС возможны два предельных случая 1. по трубе движется одна жидкость fг=0, следовательно, φ= fг/f =0 2. по трубе движется один газ fж=0, β=0 Физически возможные пределы изменения φ и β 01. т. е. при а>0 (сг> сж), получим φ

Относительная скорость газа а зависит от: • дисперсности газовых пузырьков и структуры движения ГЖС • вязкости жидкой фазы • разности плотностей газа и жидкости, которой зависит подъемная сила • диаметра трубы • газонасыщенности потока ГЖС от

оценка относительной скорости газа • Проводится экспериментально и составляет основной предмет исследований • рекомендуется принять φ= 0, 833β во всем диапазоне значений β, представляющем практический интерес • Величина β всегда известна, так как расходами V и q либо задаются, либо вычисляют для заданных термодинамических условий

Гидродинамический расчет движения многофазного потока продукции скважины в НКТ позволяет • Определить и установить рациональный способ извлечения продукции на поверхность • Определить оптимальный режим работы скважин • Выбрать необходимое оборудование для обеспечения оптимального режима работы скважин

Гидродинамический расчет движения многофазного потока продукции скважины в НКТ сводится • к построению профиля давления в работающей скважине Р=f(Н), который позволяет определить давление на забое и в любой точке колонны подъемных труб

В общем виде движение ГЖС в скважине сводится к решению системы уравнений: 1) Уравнение движения смеси 2) Уравнение неразрывности потока, характеризующее постоянство массового расхода при установившемся ее течении 3) Уравнение теплопроводности, решение которого позволяет получить распределение температуры в колонне подъемных труб 4) Уравнение состояния для расчета фазовых переходов, физических и расходных характеристик фаз 5) Соотношения для истинной объемной доли газа в смеси и коэффициента гидравлического сопротивления, конкретный вид которых определяется структурной формой потока

Успешное решение технологических задач • зависит от правильности использования расчетных зависимостей, учитывающих особенности реального газожидкостного потока • Одной из особенностей потока является многообразие его структурных форм (пузырьковая, пробковая и кольцевая)

Устойчивость газожидкостного потока • • к структурообразованию определяется динамическим напором поверхностным натяжением на границе фаз вязкостью и плотностью фаз геометрией канала

Каждая структура • имеет свои особенности изменения основных гидродинамических характеристик потока, коэффициента гидравлического трения λ и истинной объемной доли в смеси газа φ • Структура и гидродинамика потока определяют интенсивность теплоотдачи, устойчивость течения, степень термической неравновесности • В целом движение газожидкостного потока — сложный термогидродинамический процесс, аналитическое описание которого возможно только на основе упрощенных моделей его представления, дополненное результатами промысловых и лабораторных экспериментов

основные модели течения 1. Гомогенная модель 2. модель со скольжением (относительной скоростью) фаз все существующие методы расчета газожидкостного потока классифицируются по особенностям модели

Методы, основанные на гомогенной модели течения • Особенность модели термодинамическое равновесие и равенство линейных скоростей фаз. Обе фазы рассматриваются как одна гомогенная, обладающая усредненной (по принципу аддитивности) плотностью без учета относительной скорости • Необратимые потери давления, обусловленные трением и относительной скоростью, рассчитывают по аналогии однофазного потока на основе экспериментально полученной зависимости «коэффициент корреляции—число Рейнольдса» • Метод Поэтмана—Карпентера —для газожидкостных потоков в вертикальных трубах круглого сечения • Метод П. Баксендела— для газожидкостных потоков в вертикальных кольцевых каналах

Методы, основанные на модели течения со скольжением • Существует несколько разновидностей данной модели в зависимости от структурных форм потока и характера распределения газовой фазы в потоке непрерывной жидкой фазы • Общая особенность - конкретизация структурных форм потока на основе параметров, определяющих область их существования, определение необратимых потерь давления, обусловленных трением, скольжением и ускорением, с учетом влияния на них относительной скорости • метод А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина • метод Ж. Оркишевского • метод ВНИИгаза

Последовательность гидравлического расчета движения ГЖС 1. 2. 3. 4. 5. 6. Подготовка исходных данных, характеризующих режим работы скважины и физические свойства флюидов Составление ряда последовательных значений давления в сечениях колонны, для чего разбивают общий диапазон изменения давления на равные интервалы Рассчитывают температурный градиент потока и температуру на устье скважины Определяют температуру потока, соответствующую заданным давлениям Определяют физические свойства Н, Г, В и водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях (Р, Т) Рассчитывают расходные параметры газожидкостного потока при соответствующих термодинамических условиях (Р, Т)

Последовательность гидравлического расчета движения ГЖС 7. Вычисляют приведенные скорости жидкой и газовой фаз, а также скорости потока ГЖС 8. Оценивают параметры для определения структуры потока (если предусмотрено методикой расчета) – безразмерные скорости газа и жидкости, критерий Рейнольдса смеси, критерий Фруда смеси, расходную объемную концентрацию газа в смеси 9. Согласно структуре потока выбирают систему уравнений, описывающих движение смеси и вычисляют градиент давления на устье скважины и в точках с заданными давлением и температурой 10. Рассчитывают величины, обратные градиентам давления 11. Вычисляют длину участков колонны НКТ, на которых движется ГЖС в диапазоне соответствующего изменения давления 12. По результатам расчета строят профиль давления в колонне НКТ на участке движения ГЖС

present5.com

Основы подъема газожидкостной смеси из забоя скважины.


⇐ ПредыдущаяСтр 22 из 41Следующая ⇒

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Епл , либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий Еи. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивлений, связанных с движением - путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходы энергии: Есм, Етр, Ем и Еин. Отсюда баланс энергии в работающей (подающей на поверхность нефть) скважине можно записать в виде

 

Епл + Еи = Есм + Етр + Ем + Еин

 

В общем балансе расходы энергии на местные (Ем) сопротивления очень малы, поэтому ими всегда пренебрегают.

Если скважина работает за счет только пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ эксплуатации называют фонтанным, а само явление - фонтанированием. Еи при фонтанном способе равно 0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл >0 и Еи >0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья (выкида) скважины. Для поднятия жидкости до устья и подачи ее в выкидную линию (сборный трубопровод) требуется ввести в скважину искусственную энергию Еи. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Ег, а при насосном - энергию, создаваемую насосом.

Добыча нефти и газа. Фонтанная эксплуатация скважин.

 

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2) компрессорный (газлифтный) - с помощью энергии сжатого газа, вводимого

в скважину извне;

3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Статистика по используемым способам эксплуатации скважин в России показана в табл. 20

 

Таблица 24 Статистика по используемым способам эксплуатации скважин в России

Способ эксплуатации Число скважин, % Средний дебит, т/сут Добыча, % от общей
нефти жидкости нефти жидкости
Фонтанный 4,0 31,1 51,9 19,5 9,3
Газлифтный 1,1 35,4 154,7 11,6 14,6
УЭЦН 48,9 28,5 118,4 52,8 63,0
ШСН 44,1 3,9 11,0 16,1 13,1
Прочие 1,9 - - - -

 

Примечание: ШСН – штанговые скважинные насосы;
УЭЦН – установки центробежных электронасосов.

 

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование.

К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура и манифольды (выкидные линии).

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.

Фонтанная арматура (рис.37) состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка устанавливаетсят на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов. Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

 

Рис.37 Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника

1-манометр; 2-трехходовой кран; 3-буфер; 4,9-задвижки; 5- крестовик елки; 6-переводная катушка; 7-переводная втулка; 8-крестовик трубной головки; 10-штуцеры; 11-фланец колонны; 12-буфер

Манифольд - это система труб и отводов и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

К подземному оборудованию относятся НКТ, т.е подъемник. В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые НКТ диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5 -10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высоколегированных сталей на давление 1000 МПа.

Фонтанный способ эксплуатации распространен в Норвегии и в странах Ближнего и Среднего Востока. В нашей стране он использовался на ранних стадиях разработки месторождений нефти в Западной Сибири. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом.

 

 


Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

Основы теории подъема жидкости в скважине. Распределение давления в подъемных трубах в газлифтных и фонтанирующих скважинах месторождения "Советское"

Похожие главы из других работ:

Гипотезы неорганического происхождения нефти

Основы современной теории

В 50--60-е гг. XX в. в СССР (Н. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. Н. Доленко и др.) и за рубежом (английский учёный Ф. Хойл и др.) возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения нефти...

Гравитационные градиентометры

1. Основы теории

Приборы для определения вторых производных потенциала силы тяжести называются гравитационными вариометрами и градиентометрами. Гравитационным градиентометром измеряют вторые производные т. е...

Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

4. Приток жидкости к скважине в пласте с прямолинейным контуром питания

Пусть в полубесконечном пласте с прямолинейным контуром питания, на котором потенциал равен Фк, работает одна добывающая скважина А с забойным потенциалом Фс (рис. 4). Необходимо найти дебит скважины q...

Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

5. Приток жидкости к скважине, расположенной вблизи непроницаемой прямолинейной границы

Такая задача может возникнуть при расположении добывающей скважины возле сброса или около границы выклинивания продуктивного пласта. В этом случае реальную скважину-сток зеркально отображают относительно непроницаемой границы...

Изучение интерференции совершенной скважины при фильтрации нефти и газа

6. Приток жидкости к скважине, эксцентрично расположенной в круговом пласте

Пусть в плоском пласте постоянной толщиной h с круговым контуром питания радиуса Rк, на котором поддерживается постоянный потенциал Фк, на расстоянии от центра круга расположена скважина-сток А...

Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси в скважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Enn, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергии Eи...

Подъем нефти на дневную поверхность

1. Классификация способов подъема

По аналогии с известными методами подъема полезных ископаемых на дневную поверхность (уголь, руда и т.д.) при подъеме нефти, несмотря на существенные отличия в технологии и технических средствах процесса...

Прикладные задачи гидромеханики

7. Безнапорный приток жидкости к скважине

Вычислить расход (дебит) скважины Qс, скорость фильтрации w, средние скорости движения частиц жидкости , ординаты кривой депрессии (не менее чем в 10 сечениях), построить кривую депрессии и гидродинамическое поле...

Проектирование проведения гидравлического разрыва пласта на скважине 51114 куст 2494 Самотлорском месторождении

5.1 Выбор жидкости разрыва, качества песка, продавочной жидкости и жидкости-песконосителя

Жидкости для ГРП, основанные на нефти. Используются для интенсификации притока в породах, чувствительных к воде. Такие породы содержат высокий процент глин, которые могут мигрировать или набухать в присутствии воды или соляных растворов...

Распределение давления в подъемных трубах в газлифтных и фонтанирующих скважинах месторождения "Советское"

Основы теории подъема жидкости из скважин.

Метод Крылова-Лутошкина для расчета гидродинамики трехфазного потока в лифтовых трубах нефтяных скважин. Принципы эксплуатации скважин газлифтным методом. Теоретические основы инженерного расчета и оптимизации газлифта...

Распределение давления в подъемных трубах в газлифтных и фонтанирующих скважинах месторождения "Советское"

Основы теории подъема жидкости из скважин.

Метод Поэтмана-Карпентера для расчета гидродинамики трехфазного потока в лифтовых трубах нефтяных скважин. Способы регулирования режима работы фонтанных скважин. Методика инженерного расчета и оптимизации фонтанных скважин...

Расчет и выбор подъемной машины шахты "Вентиляционная" Тишинского рудника Тишинского месторождения г. Риддер

2.4 Кинематика и динамика подъема

На клетьевых подъемных установках применяется трехпериодная диаграмма скорости. Принимаем ускорение б1=1м/с2, замедление б3=0,75м/с2, расчетная продолжительность движения клети Тр=210с, высота подъема Н=958 метров...

Расчет и выбор подъемной машины шахты "Вентиляционная" Тишинского рудника Тишинского месторождения г. Риддер

2.6 Cos ц на подстанции подъема

Cos ц - коэффициент мощности, характеризующий эффективность использования электроустановок...

Расчет и выбор подъемной машины шахты "Вентиляционная" Тишинского рудника Тишинского месторождения г. Риддер

2.7 Электроснабжение подъема

Расчет высоковольтной линии сводится к определению сечения жил кабеля, которое выбирается по нескольким показателям: а) по нагреву, определяем по формуле: А, где Jдл. доп - длительно допустимый ток для кабеля выбранного сечения; К1 - коэффициент...

Расчет технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой

1. Основы теории поршневого и непоршневого вытеснения

Водонапорный режим вытеснения нефти водой - основной в практике разработки нефтяных месторождений...

geol.bobrodobro.ru

7. Основы теории подъема жидкости в скважине

Рис. 7.1. Принципиальная схема газожидкостного подъемника

.

Плотность смеси в трубке с зависит от расхода газа V. При некотором расходе V = V1 величина Н может достигнуть L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится до qmax и затем уменьшится до нуля.

Рис. 7.2. Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V

Для всех точек кривой постоянным является давление P1, так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие - относительное погружение  = h / L. Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения ε.

7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения

При увеличении  новые кривые q(V) обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет qmax, а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении  все произойдет наоборот и при  = 0 кривая q(V) выродится в точку. При  = 1 ( h = L, 100% погружения)и бесконечно малом расходе газа немедленно произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат.

Рис. 7.3. Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного диаметра

7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы

Увеличение диаметра потребует большого расхода газа, так как

Рис. 7.4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров

объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины с, при прочих равных условиях ( h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при  = 1.

7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс

На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к. п. д.

В (7.5) все величины, кроме q и V, постоянны, так как рассматривается одна кривая q(V), для которой ε = const. Следовательно, для данной кривой

, (7.6)

где С - константа.

Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат с кривой q(V), получаются такой дебит q и такой расход газа V, при которых к. п. д. процесса будет наибольшим. Расход q при максимальном к. п. д. называют оптимальным дебитом qoпт.

Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей ε = const, оптимальный расход жидкости определится как точка касания касательной, проведенной из начала координат.

7.1.5. Понятие об удельном расходе газа

Удельным расходом газа называют отношение

. (7.7)

Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к. п. д. максимален, R минимально. Это очевидно, так как при максимальном

Рис. 7.5. Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q (V)

к. п. д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 7.5).

studfile.net

Условия притока жидкости и газа в скважины

Каждая нефтяная и газовая залежь обладает запасом естественной пластовой энергии, количество которой определяется величиной пластового давления и общим объемом всей системы, включая нефтяную и водяную зону.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие разности (перепада) пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.

В зависимости от геологических условий и условий эксплуатации пластовая энергия проявляется в виде сил, способствующих движению флюидов.

На устье скважины всегда имеется какое-то давление Ру, называемое устьевым. Тогда

Рзаб - Ру =rgh104×h,

где r  - плотность жидкости (кг/м 3), g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2' (для приближенных расчетов принимают g = 10м/с2), h ‑ глубина залегания пласта, м; 104 - переводной коэффициент, Па/м. Разность (Рпл - Рзаб) называют депрессией скважины. Поэтому чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Коэффициент продуктивности скважин – количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0,1 МПа. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный,  растворенного, газа и гравитационный.

Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.

Коэффициент нефтеотдачи пласта (Кн – отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасом нефти или газа) при водонапорном режиме самый высокий - 0,5 ÷ 0,8.

Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа ( расширения газовой шапки), при этом Кн = 0,4 ÷ 0,7.

Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках.

Гравитационный режим - наименее эффективный из всех режимов  эксплуатации скважин ( Кн = 0,1 ¸ 0,2).

Практически в изолированном виде каждый из режимов эксплуатации встречается редко.

3.1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wn поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wu.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W1 + W2 + W3 = Wn + Wu,

где   W1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если  Wu = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при Wu 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wu осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования   

Рпл > r·g·h.

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

3.1.1.РОЛЬ ФОНТАННЫХ ТРУБ

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить  для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

oilloot.ru


Смотрите также