Условие фонтанирования скважины
Виды фонтанирования — Студопедия
Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на поверхность, при котором располагаемая энергия на забое W3a6больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений W на всей длине скважины в процессе подъема, т.е. Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости Wжи газа Wг, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии Wn, которой обладает продукция скважины на забое W3a6:
В зависимости от соотношения забойного Рзи устьевого Ру давлений с давлением насыщения нефти газом Рнас можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.
1-й тип - артезианское фонтанирование: Рз>Рнас, Ру>Рнас, то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 3.3, а). В скважине происходит перелив жидкости, по трубам движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонтанирование встречается крайне редко и характерно для пластов с аномально высоким пластовым давлением.
Рис. 3.3. Типы фонтанных скважин
а - артезианская; б - газлифтная с началом выделения газа в скважине; в - газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы; 2 - эксплуатационная колонна.
II-й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рз >Рнас>Ру(рис. 3.3, б). в пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыщения, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Рнасв затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Рзатробычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.
III- й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рнас>Р3(рис. 3.3, в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р1и Р3. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.
studopedia.ru
Условие фонтанирования — Студопедия
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:
. (8.22)
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна
, (8.23)
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равно
. (8.24)
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (8.24) можно определить так:
. (8.25)
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1 - W2, т. е.
. (8.26)
Напомним, что в (8.26) имеется общий множитель 1 м3 так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (8.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (8.26), будет равно
. (8.27)
Следовательно, фонтанирование возможно, если
. (8.28)
Откуда следует
, (8.29)
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. и. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула имеет вид
. (8.30)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением
, (8.31)
где относительное погружение
, (8.32)
Подставляя (8.32) и (8.30) в (8.31), получим
. (8.33)
Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (8.33), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике при работе, главным образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы (8.33) следует, что, формулируя условия фонтанирования (8.29), необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е.
. (8.34)
Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Го и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффнциента растворимости α на Pср, взятое в избыточных единицах давления,
. (8.35)
Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Го относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n - обводненность - доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср ·(1 - n).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:
, (8.36)
или в развернутом виде
. (8.37)
Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения минимального Рс необходимо решить неравенство (8.37) относительно Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо подбором такой величины Рс , которая обращает неравенство (8.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.
Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального
давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин
На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт .
К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать несколько замечаний.
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления Pо. В соответствии с этим в формуле (8.37) коэффициент растворимости α имеет размерность м3 / (м3Па)
2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ Рб равно забойному давлению Рс.
3. Если башмак труб находится выше забоя и Рб < Рс , то во все формулы вместо Рс необходимо подставить Рб .
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо Рс или Рб необходимо подставить давление насыщения Pнас и соответственно вместо L - Lнас.
Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть определена из соотношения (8.37) которое перепишем следующим образом:
. (8.38)
Равенство (8.38) необходимо решить относительно Lнас . С этой целью обозначим
, (8.39)
. (8.40)
С учетом (8.39) и (8.40) перепишем (8.38) так:
, (8.41)
Выражение (8.41) перегруппируем следующим образом:
. (8.42)
Это квадратное уравнение, решением которого будет
. (8.43)
В (8.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (8.43) значения А и В согласно (8.39) и (8.40), окончательно получим
. (8.44)
Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н,
. (8.45)
где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
studopedia.ru
УСЛОВИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИН — Студопедия
Согласно уравнению (92) на подъем каждой тонны нефти расходуется энергии (в Дж)
^1, (Ю8)
где 9,81-Ю4 означает р0в паскалях.
Если бы к забою скважины совершенно не поступал газ, то для обеспечения фонтанирования при недостаточной энергии гидростатического напора в скважину нужно было бы нагнетать газ с поверхности. В этих условиях для подъема каждой тонны нефти затрачивается энергия
Й^Ю"*3'6"^ +9.8М04Д01п^Ц (109)
Р Ру
где Нй— удельный расход нагнетаемого газа, м3/т.
Очевидно, что фонтанирование скважины возможно при соблю
дении условия А
И1РЯ. (11°)
где а! — доля энергии, затраченной на подъем 1 т жидкости газом, выделяющимся из раствора и расширяющимся при снижении давления от рзабдо ру. Количество этого газа равно
где Сои — газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; пв — количество воды в добываемой жидкости, % вес.
При наличии воды средний объем растворенного в нефти газа также надо относить к 1 т поднимаемой жидкости. Тогда окончательное условие фонтанирования скважины будет иметь вид:
Правая часть неравенства (116) представляет собой удельный расход газа [см. формулу (107) ]. Чтобы быстро определить его значение, составлен график зависимости между давлением у башмака
где а — коэффициент растворимости, м3/м3-Па; р — плотность
нефти, кг/м3.
Давление в фонтанном подъемнике по мере подъема смеси уменьшается и на всей длине (от башмака до устья) изменение давления составляет рзаб —Ру Следовательно, в среднем изменение давления будет 0,5 (^б — ру), поэтому приближенно можно принять, что только половина газа, определяемого приведенным выше выражением, участвует в работе по подъему жидкости.
Учитывая, что общее количество газа, получаемое с каждой тонной жидкости на поверхности (газовый фактор), равно
(112)
Минимальное количество энергии на подъем 1 т жидкости затрачивается при оптимальном режиме работы подъемника, так как в этом случае удельный расход газа достигает минимальной величины Подставив в (ИЗ) вместо Н0значение ЯОПт из (107), выраженное в м3/т, и произведя некоторые преобразования, получим для условий фонтанирования
3 а (Рзаб + Ру) 0.3881 [ре!<-(Рзаб—РуН ,^^
0ТГ 2 —' \ 1 Рзаб
1Й0'5(рзаб — РуМ8—-—
Ру
Если вместе с нефтью добывается вода, то С„' = ^н+о^ ' Впро" мысловой практике газовый фактор относят к 1 т нефти, поэтому
(115)
 |
Рис. 55. Диаграмма для определения удельного расхода газа в зависимости от диаметра подъемника.
и удельным расходом газа для подъемника с?у = 73 мм при ру— = 2-105Па и р = 0,9 т/м3 (рис. 55). Пользуясь этим графиком, можно определить удельный расход газа и для подъемников других диаметров путем умножения полученного по графику значения на следующие числа для каждого подъемника: Для подъемника диаметром (с1у):
33............................................................... наI'58
42.......................................................... » I'41
48.............................................................................. » 1-29
60................................................ •............................ » 1,12
89.............................................................................. » 0,912
И4 ......................................................................... » 0,80
В соотношении (116) предполагается, что колонна спущена до забоя скважины, поэтому давление у башмака равно забойному давлению. Из этого соотношения можно сделать следующие выводы:
1) если процентное содержание воды в добываемой жидкости увеличивается, то при всех прочих равных условиях количество энергии у забоя скважины уменьшается; другими словами, с увеличением процентного содержания воды создаются условия, способствующие прекращению фонтанирования;
колеблется в зависимости от качества нефтей от 0,0008 до 0,0006 кг/(град-м3).
В лабораториях для более точного определения плотности нефти пользуются весами Вестфаля и пикнометром.
Важнейшим физическим свойством любой жидкости, в том числе и нефти, является вязкость, т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.
При ламинарном движении жидкости (т. е. спокойным потоком, без завихрений) по трубе скорость отдельных слоев жидкости неодинакова и изменяется от нуля у стенки трубы до максимальной величины у осевой линии по параболической кривой (рис. 1). Таким образом, движение жидкости происходит как бы отдельными слоями, движущимися с различной скоростью. Поэтому, если представить себе два смежных соприкасающихся слоя жидкости, то вследствие разности скоростей их движения между ними будет
происходить еще и относительное движение, что и вызывает возник-новение сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидко-стей. Чтобы переместить один слой относительно другого, необходимо приложить к нему некоторую силу
Рис. 1. Схема ламинарного движе- Р- Установлено, что сила Р прямо
ния жидкости. пропорциональна поверхности со-
прикосновения двух слоев, их от-
носительной скорости и обратно пропорциональна расстоянию между слоями. Это соотношение может быть выражено формулой
(2)
где у — коэффициент вязкости; А у — приращение скорости движения первого слоя относительно второго; Д5 — расстояние между слоями; Р — поверхность соприкосновения двух слоев. Из формулы (2) коэффициент вязкости равен
(3)
пользуются внесистемными меньшими единицами вязкости — пуаз, сантипуаз:
1 пз = 0,Ш-с/м2 = 0,1 Па-с
1 спз = 10-3 Н • с/м2 = 10-3 Па • с.
Динамическая вязкость воды при +20° С равна 0,01 пз или 1 спз.
Вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 спз до нескольких десятков сантипуа-зов. У отдельных нефтей вязкость достигает 100 и даже 200 спз (0,1—0,2 Па-с).
Для технических целей часто пользуются также понятием кинематической вязкости v, за которую принимают отношение динамической вязкости ц к плотности р, т. е.
В Международной системе (СИ) единицей кинематической вязкости служит 1 м2/с. На практике часто пользуются внесистемной единицей кинематической вязкости, называемой стоксом (1 ст = = 10-* м2/с).
Для измерения динамической и кинематической вязкости обычно пользуются стандартными капиллярными вискозиметрами.
Иногда для оценки качеств нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей, во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерения ведут обычно путем сравнения времени истечения из отверстия равных объемов исследуемой жидкости и воды при 20° С. Для этой цели пользуются вискозиметрами Энглера. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ,, где индекс ^ указывает температуру опыта.
За число градусов условной вязкости при данной температуре I принимается отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см3 воды из того же прибора при температуре 20° С.
Связь между кинематической и условной вязкостью определяется приближенно следующей формулой:
v = (0,0731° ВУ--5Ц
Подставляя вместо приведенных в формуле (3) величин их единицы измерения — единицу силы 1 Н, единицу площади 1 м2, единицу расстояния 1 м и единицу скорости 1 м/с, получим размер единицы вязкости (динамической вязкости):
[(Ш): (1м')]. [(1м): (1м/с)],
а сама единица будет равна 1 Н • с/м2, или Па • с (паскаль X секунда).
Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно
намного ниже 1 Па • с, и поэтому в промысловой практике часто
где v — кинематическая вязкость, м2/с.
Зная плотность жидкости, можно от условной вязкости перейти к динамической вязкости.
При повышении температуры вязкость любой жидкости, как правило, резко уменьшается. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают для снижения вязкости.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Отсюда и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти
2) если пластовое давление понижается (т. е. уменьшается количество энергии, поступающей к забою скважины), также создаются условия для прекращения фонтанирования.
| Из этого выражения следует, что минимальное забойное давле-1 ние, при котором фонтанирование еще будет происходить, составит (118) |
В некоторых фонтанных скважинах давление на забое выше давления насыщения рнас. При этом газожидкостная смесь движется не по всей длине труб, а лишь на некотором участке Ь:
studopedia.ru
Вопрос 1. Условия фонтанирования скважин — Студопедия
Условием фонтанирования скважин является превышение пластового давления над гидростатическим.
ГНВП - это поступление пластового флюида ( газ, нефть, вода, или их смесь ) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении, ремонте и эксплуатации, которое можно регулировать при помощи противовыбросового оборудования.(ПВО)
Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.
Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате: затягивания процесса гермитизации и глушения, отсутствия, разрушения или негерметичности ПВО, или грифонообразования
Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
· Недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
· Недолив скважины при спуско-подъемных операциях.
· Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
· Глушение скважины перед началом работ неполным объемом.
· Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
· Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
· Длительные простои скважины без промывки.
· Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:
· Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.
· Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.
· Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
· Газ взрывопожароопасен и токсичен.
studopedia.ru
Условие фонтанирования — Студопедия
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:
. (8.22)
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна
, (8.23)
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равно
. (8.24)
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (8.24) можно определить так:
. (8.25)
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1 - W2, т. е.
. (8.26)
Напомним, что в (8.26) имеется общий множитель 1 м3 так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (8.26) получится размерность Н-м, т. е. джоуль. Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (8.26), будет равно
. (8.27)
Следовательно, фонтанирование возможно, если
. (8.28)
Откуда следует
, (8.29)
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. и. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула имеет вид
. (8.30)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением
, (8.31)
где относительное погружение
, (8.32)
Подставляя (8.32) и (8.30) в (8.31), получим
. (8.33)
Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (8.33), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике при работе, главным образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы (8.33) следует, что, формулируя условия фонтанирования (8.29), необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е.
. (8.34)
Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Го и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффнциента растворимости α на Pср, взятое в избыточных единицах давления,
. (8.35)
Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Го относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n - обводненность - доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср ·(1 - n).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так:
, (8.36)
или в развернутом виде
. (8.37)
Из неравенства (8.37) можно определить минимально необходимое давление на забое Рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Го, d, L, Ру, Р. Для определения минимального Рс необходимо решить неравенство (8.37) относительно Рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (8.37) относительно Рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (8.37) получается либо подбором такой величины Рс , которая обращает неравенство (8.37) в тождество, либо графоаналитическим путем.
Рис. 8.3. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального
давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин
На рис. 8.3 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой н правой частям (8.37), дает значение, при котором правая и левая части (8.37) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(Pс) и Rопт(Pс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В). Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость Pс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений Pс , превышающих минимальное давление фонтанирования, - это область, в которой выделяющееся в скважине количество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт . На рис. 8.3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт .
К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать несколько замечаний.
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления Pо. В соответствии с этим в формуле (8.37) коэффициент растворимости α имеет размерность м3 / (м3Па)
2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ Рб равно забойному давлению Рс.
3. Если башмак труб находится выше забоя и Рб < Рс , то во все формулы вместо Рс необходимо подставить Рб .
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо Рс или Рб необходимо подставить давление насыщения Pнас и соответственно вместо L - Lнас.
Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть определена из соотношения (8.37) которое перепишем следующим образом:
. (8.38)
Равенство (8.38) необходимо решить относительно Lнас . С этой целью обозначим
, (8.39)
. (8.40)
С учетом (8.39) и (8.40) перепишем (8.38) так:
, (8.41)
Выражение (8.41) перегруппируем следующим образом:
. (8.42)
Это квадратное уравнение, решением которого будет
. (8.43)
В (8.43) знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (8.43) значения А и В согласно (8.39) и (8.40), окончательно получим
. (8.44)
Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н,
. (8.45)
где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
studopedia.ru
Как определяется условие фонтанирования скважин с помощью эффективного газового фактора
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: . Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Г0. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Г0, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Г0 кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна . Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равноПоскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии по аналогии с (3) можно определить так: Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1—W2, т. е. Напомним, что в (5) имеется общий множитель 1 м3, так как определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (5) получится размерность Н·м, т, е. джоуль.Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (5), будет равно
.Следовательно, фонтанирование возможно, если .Откуда следует, т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. п. д., то фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта формула имеет вид
.Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д. (Qопт) связан с Rmax соотношением
.где относительное погружение . Подставляя получим
.Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (12), были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике при работе, главным образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы (12) следует, что, формулируя условия фонтанирования (8), необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее арифметическое, т. е. Среднее количество свободного газа определяется как разность полного газового фактора Г0 и количества растворенного газа, которое определяется как произведение коэффициента растворимости на рср, взятое в избыточных единицах давления,
. Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Г0 относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n — обводненность — доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср(1-n).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так: или в развернутом виде
.
Из неравенства (16) можно определить минимально необходимое давление на забое рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной комбинации других величин, таких как Г0, d, L, ру, ρ. Для определения минимального рс необходимо решить неравенство (16) относительно рс. Однако сделать это нельзя, так как выражение (16) относительно рс трансцендентно. Поэтому решение неравенства (16) получается либо подбором такой величины рс, которая обращает неравенство (16) в тождество, либо графоаналитическим путем.На рис. 1 показаны эти графические построения. Точка А пересечения этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой и правой частям (37), дает значение, при котором правая и левая части (16) равны. Это будет искомое минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения линий Гэф(рс) и Rопт(рс) для нового, увеличенного значения n переместится вправо (точка В).
Рисунок 1. Графоаналитическое решение уравнения при определении минимального давления фонтанирования при разных обводненностях продукции скважин
Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Так можно рассчитать минимальные давления фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую зависимость рс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа добычи. Область значений рc, превышающих минимальное давление фонтанирования,— это область, в которой выделяющееся в cкважине rоличество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт. На рис. 3 эта область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки А при меньшей обводненности n) лежит областъ значений рс, при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф<Rопт.К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать несколько замечаний.1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т. е. с учетом атмосферного давления р0. В соответствии с этим в формуле (16) коэффициент растворимости α имеет размерность м3/(м3 Па).2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до забоя скважины и давление у башмака НКТ рб равно забойному давлению рс.3. Если башмак труб находится выше забоя и рб<рс, то во все формулы вместо рс необходимо подставить рб.4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо рс или рб необходимо подставить давление насыщения рнас и соответственно вместо L—Lнас.Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть определена из соотношения (16) которое перепишем следующим образом: Равенство (17) необходимо решить относительно Lнас. С этой целью обозначимС учетом (39) и (40) перепишем (38) так: .Выражение перегруппируем следующим образом:
=0. Это квадратное уравнение, решением которого будет
. В знак минус перед корнем опускается, так как в противном случае получается нереальный результат. Подставляя в (22) значения А и В согласно (18) и (19) окончательно получим. Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление pнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины рс, прибавив к давлению рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя H. где — плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
students-library.com
Задание4
ВЫБОР КОЛОННЫ ТРУБ ИЗ УСЛОВИЙ В НАЧАЛЕ И КОНЦЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ
Рассчитать диаметр колонны НКТ из условий в конце фонтанирования скважины и проверить его на максимальную производительность в условиях начала фонтанирования при следующих исходных данных:
| Наименование исходных параметров | Размер-ность | Значение | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| Плотность нефти, ρ1 | кг/м3 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 880 | 880 |
| Плотность воды, ρв | кг/м3 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 |
| Обводненность продукции скважины в начале фонтанирования, Bнач | % | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 9 | 9 |
| Обводненность продукции скважины в конце фонтанирования, Bк | % | 60 | 50 | 55 | 40 | 40 | 40 | 40 | 50 | 40 |
| Глубина скважины до подошвы пласта, H | м | 1700 | 1700 | 1500 | 1800 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1700 |
| Толщина пласта, h | м | 11 | 11 | 10 | 10 | 12 | 12 | 12 | 12 | 11 |
| Давление насыщения, pнас | Па | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 13∙106 | 12∙106 | 12∙106 | 12∙106 |
| Давление на устье скважины, pу | Па | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 4∙106 | 4∙106 | 4∙106 |
| Забойное давление в начале фонтанирования, pзаб | Па | 14∙106 | 14∙106 | 14∙106 | 14∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 |
| Дебит скв. в начале фонтанирования, qнач | м3/сут | 40 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 60 | 50 | 60 |
| Дебит скв. в конце фонтанирования, qк | м3/сут | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Наименование исходных параметров | Размер-ность | Значение | ||||||||
| 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | ||
| Плотность нефти, ρ1 | кг/м3 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 890 | 880 | 880 |
| Плотность воды, ρв | кг/м3 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 |
| Обводненность продукции скважины в начале фонтанирования, Bнач | % | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 9 | 9 |
| Обводненность продукции скважины в конце фонтанирования, Bк | % | 55 | 55 | 50 | 45 | 45 | 45 | 45 | 55 | 45 |
| Глубина скважины до подошвы пласта, H | м | 1700 | 1700 | 1500 | 1800 | 1600 | 1600 | 1600 | 1600 | 1700 |
| Толщина пласта, h | м | 12 | 10 | 11 | 12 | 11 | 11 | 10 | 11 | 10 |
| Давление насыщения, pнас | Па | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 11∙106 | 13∙106 | 12∙106 | 12∙106 | 12∙106 |
| Давление на устье скважины, pу | Па | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 3∙106 | 4∙106 | 4∙106 | 4∙106 |
| Забойное давление в начале фонтанирования, pзаб | Па | 14∙106 | 14∙106 | 14∙106 | 14∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 | 16∙106 |
| Дебит скв. в начале фонтанирования, qнач | м3/сут | 40 | 50 | 50 | 50 | 50 | 50 | 60 | 50 | 60 |
| Дебит скв. в конце фонтанирования, qк | м3/сут | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
РЕШЕНИЕ
1. Для отбора заданного дебита при известном газовом факторе и pзаб ≥ pнас можно подобрать такой диаметр колонны труб, при котором расход энергии на подъем жидкости будет минимальным. По мере разработки залежи количество пластовой энергии, поступающей на забой скважины уменьшается вследствие обводнения продукции или падения пластового давления. Особенно острая необходимость в рациональном использовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на оптимальном режиме:
, мм
Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ p1 берется равным давлению насыщения pнас.
Плотность жидкости ρк определяется по прогнозу обводнения скважин:
, кг/м3
Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ (длина подъемника для условий в конце фонтанирования, т.е. расстояние Lк от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения) определяется:
, м
2. Выбранный диаметр труб должен обеспечить запланированные отборы жидкости в начальный период фонтанирования скважины qнач. Поэтому подъемник проверяют на максимальную производительность в условиях начала фонтанирования:
, м3/сут
Для условий в начале фонтанирования давление у башмака НКТ p1 берется равным начальному забойному давлению pзаб.
Если qmax≥ qнач, то спускают колонну диаметром dк, что удовлетворяет условиям в конце и начале фонтанирования.
При qmax< qнач диаметр труб определяют из условий работы колонны на максимальном режиме:
, мм
Плотность жидкости ρк определяется по прогнозу обводнения скважин:
, кг/м3
Длина подъемника для условий в начале фонтанирования, т.е. расстояние Lк от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения определяется:
, м.
Колонна НКТ диаметром dнач не будет работать на оптимальном режиме в условиях конца фонтанирования. Поэтому продолжительность фонтанирования уменьшится.
studfile.net
