Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
..pdf
Рис. 3.4. Зависимость подачи q и R газожидкостного подъемника от расхода газа
т.е. необходимое количество газа для подъема 1 объема жидкости. Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность (см. рис. 3.4).
Таким образом, анализируя вышеизложенное, можно сделать вывод, что для достижения наибольшей эффективности работы газожидкостного подъемника погружение подъемной трубы под уровень жидкости необходимо осуществить на 50–60 % (ε ≈ 0,5–0,6) от всей длины трубы L. Но эта рекомендация не всегда может быть осуществлена в реальных условиях из-за низкого динамического уровня жидкости или из-за органического давления газа, используемого для подъема жидкости.
3.3. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе
Различные структуры движения ГЖС в трубе существенно влияют на энергетические показатели подъема жидкости. Структура потока ГЖС зависит от физических свойств жидкости и характера ввода газа в поток.
81
elib.pstu.ru
Рассмотрим изменение структуры ГЖС в фонтанной скважине. На участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти газ образует тонкодисперсную структуру, которая называется эмульсионной (рис. 3.5). Мелкие пузырьки газа равномерно расположены в массе нефти
иобразуют однородную смесь газа и жидкости. Из-за маленьких размеров (доли миллиметра) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой, поэтому их скорость всплытия очень мала и в расчетах может не учитываться. Далее при движении ГЖС по трубе вверх давление уменьшается, газовые пузырьки расширяются, сливаются друг с другом
иобразуют глобулы больших размеров (диаметр глобул составляет несколько сантиметров). Скорость всплытия этих глобул становится большой, что ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Эта структура называется пробковой (четочной). При больших расходах газа возникает кольцевая (стержневая) структура, при которой пленка жидкости по стенкам трубы увлекается потоком газа с каплями жидкости (см. рис. 3.5). При этом скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду.
а |
б |
в |
Рис. 3.5. Структуры газожидкостного потока: а – эмульсионная; б – пробковая; в – стержневая
82
elib.pstu.ru
На практике не существует резких границ перехода между структурами ГЖС, здесь могут образовываться переходные структуры. Вдоль ствола скважины с понижением давления структуры постепенно меняются (рис. 3.6). Возникновение различных структур потока ГЖС зависит от вязкости нефти, наличия в ней ПАВ, способствующих распылению газа в потоке.
Знание структур потока ГЖС необходимо для расчетов движения потоков в вертикальной трубе.
Рис. 3.6. Размещение структур ГЖС вдоль ствола скважины
3.4. Гидродинамический расчет процесса движения ГЖС в вертикальной трубе
Расчет подъемника заключается в определении распределения давления по стволу работающей скважины, диаметра подъемника, глубины его спуска и пропускной способности.
При расчете распределения давления по стволу скважины необходимо учитывать различные структуры потока ГЖС, которым соответствуют различные схемы для определения гидравлических характеристик потока. Изменение структуры потока играет существенную роль в скважинах с маловязкой нефтью.
При подъеме маловязкой нефти потери на трение составляют незначительную долю перепада давления между забоем и устьем скважины (примерно 0,6–1 %).
Структура потока по глубине может изменяться: в нижней части НКТ обычно образуется эмульсионная структура, которая далее может переходить в четочную структуру и т.д. Граница перехода одного режима в другой четко не определяется, что снижает точность расчетов.
83
elib.pstu.ru
Таким образом, расчет перепада давления по стволу скважины при движении ГЖС сводится к расчету гидростатического давления. Для этого необходимо знать, как изменяется плотность ГЖС по глубине:
ρсм = ρсм (h).
Поскольку
ρсм = ρж (1 – φ) + ρг · ϕ,
где ρж, ρг – плотности жидкости и газа; ϕ – объемная концентрация газа в данном сечении.
Плотность газа, приведенная к условиям Р и Т,
ρг =ρг0 P T0 .
P0 T
где ρг0 – плотность газа при давлении Р0 и температуре Т0.
В практических условиях объемное газосодержание ϕ не определяют. Удобной для измерения величиной является расходное газосодержание – отношение расхода газа к сумме расходов газа и жидкости.
Зная зависимость ρсм (h), интегрированием уравнения dPdh =ρсм
находят распределение давления по глубине.
При известном давлении на устье Ру формула имеет следующий вид:
h
Р = Ру +∫ρcм dh,
0
где h – глубина скважины.
При известном забойном давлении Рз
Н−h
Р = Рз + ∫ ρcм dh,
0
где Н – глубина скважины.
84
elib.pstu.ru
Зная зависимость ϕ от расходного газосодержания (β), находим распределение давления и температуры по стволу скважины Р (рис. 3.7), объемное газосодержание ϕ и дебит газа qг.
Рис. 3.7. Расределение температуры и давления вдоль ствола скважины
Выше приведена простейшая схема расчета, в которой не учтены зависимости растворенности газа в нефти и его объема от температуры, влияние нагрева окружающих пород и т.п. На основе рассмотренной схемы можно сделать следующие выводы:
1)при увеличении скорости потока потери давления на трение возрастают, однако при этом вязкость нефти в скважине снижается;
2)при определенных условиях снижение вязкости нефти
сувеличением скорости движения может оказывать большое влияние на изменение гидравлического сопротивления;
3)зависимость потерь давления на трение от скорости движения имеет немонотонный характер, что имеет важное
85
elib.pstu.ru
значение при установлении рабочих режимов насосных установок.
В целом давление вдоль ствола скважины можно рассчитывать, разделив скважину на сегменты и определив свойства жидкости и газа в каждом сегменте. При этом можно разделить скважину на сегменты, руководствуясь длиной каждого либо руководствуясь необходимым изменением давления.
Методика расчета распределения давления в скважине.
При фиксированной длине сегмента методика расчета следующая:
1.Выбирается точка отсчета (обычно устье или забой).
2.Выбирается длина интервала (обычно 50–100 м).
3.Предварительно оценивается градиент давления ∆Р. Для этого рассчитывается средняя плотность без скольжения фаз, а затем определяется градиент давления из-за изменения потенциальной энергии. Полученное значение градиента умножается на длину интервала.
4.Определяется следующее (после точки отсчета) давление и температура для расчета свойств жидкости и газа:
Р2 = Р1 + ∆2Р,
Т2 = Т1 + ∆2Т .
5.При данных условиях рассчитывается градиент давления dp/dz по корреляции (например, Хагедорна и Брауна).
6.Определяется новая величина приращения давления:
dP |
∆L. |
|
∆Рi = |
|
|
|
dz |
|
При фиксированном перепаде давления в сегменте порядок расчета следующий:
1. Выбирается точка отсчета (обычно устье или забой).
86
elib.pstu.ru
2.Выбирается приращение давления, которое должно быть менее 10 % от Р1.
3.Рассчитывается средняя плотность жидкости при отсутствии скольжения для оценки градиента давления вследствие изменения потенциальной энергии.
4.Определяется следующая точка расчета (аналогично предыдущему примеру с фиксированной длиной), в которой рассчитываются изменившиеся свойства жидкости и газа.
5.По корреляции рассчитывается градиент давления
dp/dz.
6.Определяется приращение длины:
∆Li = ∆P . dp / dz
87
elib.pstu.ru
4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Жидкость и газ поступают из пласта к забоям скважин под действием перепада пластового и забойного давления. Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wв.
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 = Wп + Wв,
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 Wв = 0, то эксплуатация называется фонтанной; при Wв ≠ 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.
Передача энергии Wв осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, и, соответственно, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.
4.1. Эксплуатация фонтанных скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забое скважин достаточно большое,
88
elib.pstu.ru
чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье скважины и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Основным условием работы любой фонтанирующей скважины будет следующее равенство:
Рз = Рг + Ртр + Ру, |
(4.1) |
где Рз – давление на забое скважины; Рг – гидростатическое давление столба жидкости в скважине; Ртр – потери давления на трение в НКТ; Ру – давление на устье скважины.
Различают два вида фонтанирования скважин:
•артезианское фонтанирование, когда поднимается жидкость, не содержащая пузырьков газа;
•фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, – наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианское фонтанирование встречается при добыче нефти редко. Оно возможно в двух случаях:
1) полное отсутствие газа и Рз >> Рг; 2) наличие растворенного газа в нефти, который не выде-
ляется, так как Ру > Рнас.
Поскольку присутствие пузырьков газа в жидкости уменьшает плотность, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.
Артезианское фонтанирование. Давление на забое скважины определяется по формуле (4.1), в которой
Рг = ρ g H ,
где ρ – средняя плотность жидкости в скважине; Н – глубина
забоя скважины.
При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность меняется:
ρ = ρз +ρ2 у ,
89
elib.pstu.ru
где ρз, ρу – плотность жидкости на забое и на устье скважины соответственно.
Давление на устье (Ру) определяется удаленностью скважины от групповой замерной установки или размером штуцера, устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита.
Потери на трение (Ртр) определяются по следующей формуле:
Ртр =λ dL υ2жg ρ g,
где L – длина колонны НКТ; d – внутренний диаметр НКТ; υж – скорость жидкости.
Диаметр НКТ существенно влияет на Ртр, например при уменьшении диаметра на 10 % (покрытие эпоксидными смолами) Ртр возрастают в 1,6 раза.
Коэффициент сопротивления λ определяется через число Re по соответствующим формулам.
Приток жидкости из пласта в скважину
Q = k (Pпл −Рз )n .
Решая уравнение относительно Рз, получим
Р = P − n Q . |
(4.2) |
з пл k
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое скважины устанавливается Рз, определяющее такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, давлении Ру, диаметре НКТ и т.д. Для определения этого притока приравняем правые части уравнений (4.1) и (4.2):
Рг + Ртр + Ру = Pпл − n Qk .
90
elib.pstu.ru