- •Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- •Введение
- •1. Общая характеристика нефтяной залежи
- •1.1. Понятие о нефтяной залежи
- •1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- •2. Источники пластовой энергии
- •2.1. Пластовые давления
- •2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- •2.1.2. Статический уровень
- •2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- •2.1.4. Динамический уровень жидкости
- •2.1.5. Среднее пластовое давление
- •2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- •2.2. Приток жидкости к скважине
- •2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- •2.4. Водонапорный режим
- •2.5. Упругий режим
- •2.6. Режим газовой шапки
- •2.7. Режим растворенного газа
- •2.8. Гравитационный режим
- •3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- •3.1. Цели и методы воздействия
- •3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.2.1. Размещение скважин
- •3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- •3.4. Водоснабжение систем ппд
- •3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- •3.5.1. Водозаборы
- •3.5.2. Насосные станции первого подъема
- •3.5.3. Буферные емкости
- •3.5.4.Станции второго подъема
- •3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- •Основные характеристики бкнс
- •3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- •3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- •3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- •3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- •3.11. Внутрипластовое горение
- •4. Подготовка скважин к эксплуатации
- •4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- •4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- •4.3. Техника перфорации скважин
- •4.4. Пескоструйная перфорация
- •4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- •4.6. Передвижные компрессорные установки
- •4.7. Освоение нагнетательных скважин
- •5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- •5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- •5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- •5.3. Термокислотные обработки
- •5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- •5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- •5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- •5.7. Гидравлический разрыв пласта
- •5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- •5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- •5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- •5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- •5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- •6. Исследование скважин
- •6.1. Назначение и методы исследования скважин
- •6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- •6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- •6.4. Термодинамические исследования скважин
- •6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- •6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- •7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- •7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- •7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- •7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- •7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- •7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- •7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- •7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- •7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- •7.2. Уравнение баланса давлений
- •7.3. Плотность газожидкостной смеси
- •7.4. Формулы перехода
- •8. Эксплуатация фонтанных скважин
- •8.1. Артезианское фонтанирование
- •8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- •8. 3. Условие фонтанирования
- •8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- •8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- •8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- •8.6.1. Колонная головка
- •8.6.2. Фонтанная арматура
- •8.6.3. Штуцеры.
- •8.6.4. Манифольды
- •8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- •8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8.8.1. Открытое фонтанирование
- •8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- •8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- •8.8.4. Отложение солей
- •9. Газлифтная эксплуатация скважин
- •9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- •9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- •9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- •9.4. Методы снижения пусковых давлений
- •9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- •9.4.2. Последовательный допуск труб
- •9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- •9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- •9.4.5. Применение пусковых отверстий
- •9.5. Газлифтные клапаны
- •9.6. Принципы размещения клапанов
- •9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- •9.8. Оборудование газлифтных скважин
- •9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- •9.10. Периодический газлифт
- •9.11. Исследование газлифтных скважин
- •10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- •10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- •10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- •10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- •10.3.1. Влияние газа
- •10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- •10.3.3. Влияние утечек
- •10.3.4. Влияние усадки жидкости
- •10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- •10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- •10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- •10.4.2. Штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •10.4.3. Насосные трубы
- •Характеристики насосно-компрессорных труб
- •10.4.4. Оборудование устья скважины
- •10.4.5. Канатная подвеска
- •10.4.6. Штанговращатель
- •10.4.7. Станки-качалки (ск)
- •Техническая характеристика станков-качалок
- •10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- •10.5.1. Эхолот
- •10.5.2. Динамометрия шсну
- •- Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- •10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- •10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- •11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- •11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- •11.2. Погружной насосный агрегат
- •11.3. Элементы электрооборудования установки
- •Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- •11.4. Установка пцэн специального назначения
- •11.5. Определение глубины подвески пцэн
- •11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- •12. Гидропоршневые насосы
- •12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- •12.2. Подача гпн и рабочее давление
- •13. Погружные винтовые насосы
- •14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- •14.1. Общие принципы
- •14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- •14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- •15. Ремонт скважин
- •15.1. Общие положения
- •Гидравлический разрыв пласта.
- •15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- •- Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- •- Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- •- Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- •15.3. Технология текущего ремонта скважин
- •15.4. Капитальный ремонт скважин
- •15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- •15.6. Ликвидация скважин
- •16. Эксплуатация газовых скважин
- •16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- •16.2. Оборудование устья газовой скважины
- •16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- •16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- •16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- •16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- •16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- •16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- •16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- •17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- •17.1. Системы сбора скважинной продукции
- •17.2. Промысловая подготовка нефти
- •17.2.1. Дегазация
- •17.2.2. Обезвоживание
- •17.2.3. Обессоливание
- •17.2.4. Стабилизация
- •17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- •17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- •1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- •VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- •17.4. Промысловая подготовка газа
- •17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- •17.4.2. Осушка газа
- •17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- •17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- •Список рекомендуемой литературы
7.3. Плотность газожидкостной смеси
Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС проходит некоторое количество газа и жидкости. Можно представить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а жидкость - остающуюся площадь в том же сечении fж, так что
,
где f - площадь сечения трубы (рис. 7.8). Плотность ГЖС в таком случае определится как средневзвешенная
, (7.18)
где ρж и ρг - плотность жидкости и газа при термодинамических условиях сечения.
Обычно fг / f обозначают через φ. Тогда fж / f = 1 - φ,
. (7.19)
Величина φ = fг / f называется истинным газосодержанием потока.
Обозначим V - объемный расход газа через данное сечение; q - объемный расход жидкости через то же сечение; Сг - линейная скорость движения газа относительно стенки трубы; Сж - линейная скорость движения жидкости относительно стенки трубы.
Тогда можно записать следующие соотношения:
. (7.20)
и
. (7.21)
Подставляя (7.20) и (7.21) в (7.18) и делая некоторые сокращения, получим
, (7.22)
В восходящем потоке газ движется быстрее жидкости, так как на него действует архимедова сила выталкивания. Обозначим
Рис. 7.8. Среднестатистические площади в трубе, занятые газом и жидкостью
, (7.23)
. (7.24)
Разделив числитель и знаменатель в (7.22) на q и вводя новые обозначения согласно (7.23) и (7.24), получим
, (7.25)
где r - газовый фактор, приведенный к термодинамическим условиям рассматриваемого сечения.
При Сг = Сж b = 1 и из (7.25) следует
. (7.26)
Этот случай соответствует идеальным условиям, при которых образуется идеальная смесь плотностью ρи. Относительная скорость газа (по отношению к жидкости)
, (7.27)
или
. (7.28)
Подставляя (7.28) в (7.23), получим
, (7.29)
Поскольку а > 0, то b > 1. Увеличение скорости газа при неизменном объемном расходе V уменьшает fг, следовательно, увеличивает fж. В результате плотность смеси, как это следует из (7.18) и (7.19), увеличивается. Таким образом, явление скольжения газа (a > 0) при неизменных объемных расходах q и V приводит к утяжелению смеси по сравнению с идеальным случаем. Поэтому чем больше а, тем больше потребуется давление на забое для поднятия данного количества жидкости.
Плотность реальной смеси
, (7.30)
где Δρ - увеличение плотности смеси, обусловленное скольжением. Для определения Δρ к (7.25) прибавим и отнимем ρи согласно (7.26), получим
Группируя слагаемые и делая некоторые преобразования, имеем
или после приведения к общему знаменателю в квадратных скобках и группировки слагаемых найдем
. (7.31)
Из сопоставления (7.31), (7.30) и (7.26) следует
. (7.32)
При b = 1 (отсутствие скольжения газа Сг = Сж) числитель в (7.32) обращается в нуль и Δρ = 0. Утяжеление ГЖС не происходит. С увеличением b (b > 1) Δρ монотонно увеличивается (рис. 7.9). Заштрихованная часть графика показывает увеличение плотности ГЖС за счет скольжения газа.
Из формулы (7.29) видно, что при одной и той же относительной скорости газа (a = const) b уменьшается при увеличении Сж, т. е. расхода жидкости. Отсюда следует важный для практики вывод - переход на трубы малого диаметра при определенных условиях за счет увеличения Сж уменьшит величину b, а это в свою очередь повлечет уменьшение Δρ.
Pиc. 7.9. Изменение плотности ГЖС в результате скольжения газа
Поэтому подъем ГЖС может быть осуществлен при меньшем давлении в нижней части трубы (при меньшем забойном давлении). Однако целесообразность перехода на трубы меньшего диаметра должна быть проверена расчетом, так как при этом возрастут потери давления на трение.
В теории движения ГЖС существуют важные понятия, через которые определяется плотность смеси. Это расходное газосодержание β и истинное газосодержание φ. Расходное газосодержание потока ГЖС определяется как отношение объемного расхода газа V к общему расходу смеси V+q:
. (7.33)
Истинное газосодержание потока ГЖС учитывает скольжение газа и поэтому является отношением площади, занятой газом fг, ко всему сечению трубы f:
. (7.34)
Тогда
. (7.35)
Из сопоставления (7.35) и (7.25) следует
. (7.36)
. (7.37)
Разделив в (7.33) числитель и знаменатель на q и используя обозначение (7.24), получим
. (7.38)
Отнимая в (7.38) по единице и меняя знак, получим
. (7.39)
или
. (7.39)
Сопоставляя (7.39), (7.38) и (7.26), видим, что
. (7.40)
Рис. 7. 10. Зависимость φ от β при отсутствии скольжения газа
(β = φ, линия 1) и при скольжении ( φ < β, линия 2)
Таким образом, плотность идеальной смеси (7.40) определяется расходным газосодержанием β, а плотность реальной смеси (7.35) - истинным φ.
Найдем формулы связи между φ, β, b и r. Из (7.37) и (7.38) имеем
,
откуда
. (7.41)
Решая (7.38) относительно г, найдем
. (7.42)
Подставляя (7.42) в (7.41), получим
.
Откуда после преобразований
. (7.43)
Решая (7.43) относительно b, получим
. (7.44)
При движении ГЖС возможны два предельных случая, когда по трубе движется одна жидкость fг = 0, следовательно, φ также равно нулю, и когда по трубе движется один газ fж = 0. Аналогично и для расходного газосодержания β. Поэтому физически возможными пределами изменениями φ и β будут 0 < φ <1, 0< β < 1. При отсутствии скольжения газа относительная его скорость равна нулю (а = 0), следовательно, Сг = Сж, b = 1 и из формулы (7.43) φ = β.
Таким образом, φ(β) для идеального подъемника будет являться прямой в виде диагонали квадрата линия 1 (рис.7.10).
Во всех других случаях при b > 1 , т. е. при а > 0 (Сг > Сж), получим φ = β .
На диаграмме φ(β) линия 2 проходит ниже диагонали. Чем больше скольжение, т. е. чем больше а, а следовательно, и b, тем ниже пройдет линия φ(β).
Относительная скорость газа а зависит от следующих факторов: дисперсности газовых пузырьков, а следовательно, структуры движения ГЖС; вязкости жидкой фазы; разности плотностей газа и жидкости, от которой зависит подъемная сила; диаметра трубы и газонасыщенности потока ГЖС.
Попытки теоретического определения величины а не дают надежных результатов. Поэтому оценка относительной скорости газа проводится главным образом экспериментально и составляет основной предмет исследований. По некоторым рекомендациям предлагается принять φ = 0,833·β 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.