27. Расчет движения гжс в вертикальных трубах

Расчет сводиться к определению плотности ГЖС. Зависит от обводненности, давления у башмака, забойного давления, дебита жидкости. Эти параметры определяют режим рабты скважины. На разных участках меняется плотность смеси. Наступает момент, когда Qг<Qж. Состав продукции на разных участках не одинаковый, т.к. в подъемнике из нефти выделяется свободный газ в разных соотношениях (ρг<ρн<ρв) и так жэ зависит от градиента напора подъемника. Так же в вертикальных трубах свободный газ опережает нефть и воду, а вода по отношению к нефти.

Для определения плотности проводили опыт: отбор с разных участков→состав, давление в точке отбора (Карпентер)Получили зависимость:

Все методики с расчетом движения ГЖС основаны на зависимости f0=f(Re) Изменение давления рассчитывается на любых по длине участках ствола скв.

28. Характеристика газожидкостного подъемника и факторы ее определяющие

Характеристикой называется зависимость его производительности от количества свободного газа, затраченного на подъем жидкости.

0-1:насыщение жидкости свободным газом, уменьшение плотности смеси и подъем ур-ня жидкости от статического до устья скв.

1-2:Увеличение производительности подъемника при небольших изменениях объема поступающего газа. В т2 max эффект работы подъемника, т.к. КПД в этой точке max

2-3:Замедление Qж, но в т3 Qж max, но КПД в т3 меньше, чем в т2, т.к. удельный расход газа становиться больше, чем в т2.

3-4:В т4 срыв подачи. Причина: изменение структуры ГЖС в подъемнике

Типы структур ГЖС:1. Эмульсионная(пенистая, сотовая) – равномерное распределение в объеме жидкости мелких пузырьков свободного газа 2.Четочная – на уч-х ствола, где давление меньше, чем в зоне существования эмульсионной структуры. Объем газовых пузырей растет → соединяются в большие четки. 3.Стержневая(режим тумана) КПД(3)<КПД(2)< КПД(1) Эмульсионная структура на 1-3, 1-4 – четочная и стержневая

Факторы, влияющие на характеристику подъемника: Ø подъемника (с ↑, характеристика улучшается) величина градиента напора (с ↑, характеристика улучшается)

30. Оборудование фонтанных скважин. Особенности исследования фонтанных скважин

Делят: 1.Подземное 2.Наземное

(1)Основное:

• НКТ (равнопрочные, неравнопрочные) Отличаются по длине (стандартные 8м, ограниченные 9-10м, укороченные 1-5м) По диаметрам (1,5”,2”,2,5”,3”)

• Перепускной клапан. Устанавливается вблизи устья. Предназначен для перевода части свободного газа из затруба в подъемник.

• Ингибиторный клапан. Устанавливается вблизи башмака подъемника для ввода ингибиторов в ГЖС (парафины, гидраты, солевые отложения)

• Промывочный клапан. Промывка скв без подъема НКТ

• Воронка, у башмака. Предотвращает уход свободного газа в межтруб.

(2)Состоит из 2-х частей: колонная головка, фонтанная арматура (для 3-х типов скважин: нефтяная, газовая, нагнетательная)

По коррозионной стойкости делят: k1 (СО2 до 6%) k2(СО2 до 6%+Н2S до 6%) k3 (H2S до 25%)

Фонтанная арматура состоит из:

• Трубная головка, к ней прикрепляеться колонна НКТ. Если в скв спускают 2 ряда НКТ→устанавливают спец. ниппель над трубной головкой, к которому подвешивается НКТ большего диаметра

• Фонтанная елка (тройникового типа, крестовиного типа)

Если в скважине имеются осложнения в виде пещаных пробок и отложений у/водорода, то используют тройниковую арматуру.

Маркировка: АФК1-50АВхk1, где 1-количество колонн НКТ, 50 – Ø мм, АВ – исполнение

Особенности исследования фонтанных скважин: Для изменения режима работы скважин и получения индикаторной линии, производят изменение противодавления на устье с помощью сменных штуцеров (шайбы разного диаметра, диаметр зависит от дебита)