ФНГ / РЭНГМ / Практическое занятие № 5. ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
(автор - student, добавлено - 22-01-2013, 22:48)
СКАЧАТЬ:
Практическое занятие № 5. ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН 1. Способы подъема нефти на поверхность. При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуа-тации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным. Способ экс-плуатации Число скважин, % Средний дебит, т/сут Добыча, % от общей нефти жидкости нефти жидкости Фонтанный Газлифтный УЭЦН ШСН Прочие 8,8 4,3 27,4 59,4 0,1 31,1 35,4 28,5 3,9 – 51,9 154,7 118,4 11,0 – 19,5 11,6 52,8 16,1 – 9,3 14,6 63,0 13,1 – По мере падения пластового давлен или с ростом обводнения скважин переходят на механизированные способы эксплуатации: газлифтный или на-сосный. При насосной эксплуатации скважин используют установки погруж-ных центробежных электронасосов (УЭЦН) и штанговые скважинные насосы (ШСН). В табл. 6.1 приведено распределение числа скважин в зависимости от способа эксплуатации. После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центро-бежных электронасосов, а низкопродуктивные — штанговых скважинных на-сосов. Большинство добывающих скважин (60 %) оборудованы ШСН, хотя ими добывается лишь 16,1 % нефти. Средняя обводненность продукции скважин составляет 71,3%, т. е. на 1 т нефти приходится 2 т пластовой воды. Минерализованную пластовую воду закачивают обратно в пласты для поддержания давления и предотвращения загрязнения окружающей среды. 2. Изменение давления по глубине скважин при различных способах экс-плуатации. Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое дав-ление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т. е. Рпл > ρжgH где ρж – плотность жидкости. При установившемся режиме эксплуатации скважины забойное давление Рз. Определяют его по уравнению притока в зависимости от дебита скважины Q. При линейной фильтрации рз = рпл — (Q/К), где К – коэффициент продуктивности скважины. Забойное давление компенсирует гидростатические давление столба жидкости, потери на трение при ее движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. е. Рис. 6.1. Зависимость давления от глубины скважины Н при дебитах Q2>Q1 Рис. 6.2. Кривые изменения давления с глубинной в фонтанной скважине при дебите Q2>Q1 (6.1.) Потери давления на трение при движении жидкости по трубам рассчитывают по уравнению Дарси-Вейсбаха где λ— коэффициент гидравлического сопротивления; d — внутренний диаметр труб. Так как эти потери пропорциональны длине трубы при турбулентном и ламинарном режимах течения, уравнение (6.1) — линейная функция давления относительно глубины скважины Н (рис. 6.1). Фонтанные нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое дав-ление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью . Условие фонтанирования нефтяной скважины: (6.2) Уравнение баланса давления имеет вид (6.3) где ρсм — средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На рис. 6.2 показаны кривые изменения давления с глубиной в фонтан-ных скважинах. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения рн, движется однородная жидкость, поэтому давление изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже рн из раствора начинает выделяться газ и образуется газожидкостная смесь. Чем меньше давление (при приближении к устью скважины), тем больше выделится газа, а уже ранее выделившийся — расширится, т. е. меньше будут плотность смеси и градиент давления. В этом случае давление вдоль лифта при движении газожидкостной смеси изменяется по нелинейному закону. Если забойное давление меньше давления насыщения, то нелинейность указанной зависимости р= f(H) будет наблюдаться по всей глубине скважины. За счет изменения потерь на трёние закономерность изменения давления будет более сложной, чем на рис. 6. 2. Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соответственно меняется и плотность смеси. Поэтому в формулах (6.2) и (6.3) принята средняя плотность смеси ρсм, соответствующая среднему объему выделевшегося газа приходящегося на единицу массы или объема жидкости. Механизированные скважины. При разработке месторождения энергия на забое уменьшается вследствие падения пластового давления или обводнения скважины. Тогда для поддержания дебита скважины постоянным необходимо снижать забойное давление. Рассмотрим кривые р=f(H) на рис. 6.2 (они смещаются влево). давление на устье падает, что может стать недостаточным для транспорта продукции скважины к сборному пункту. Рис. 6.3. Кривые изменения давления с глубиной в газлифтной скважине. Рис. 6.4. Кривые изменения давления с глубиной в насосной скважине В процессе обводнения скважины увеличивается плотность жидкости и, что более существенно уменьшается количество поступающего в скважину газа. Если рз>рН, практически весь газ выделяется из нефти, в воде же его содержание пренебрежимо мало. В результате с ростом обводненности уменьшается количество газа в смеси и увеличивается ее плотность. Градиент давления возрастает, и при одном и том же забойном давлении это приводит к необходимости уменьшения устьевого давления. Наступает момент, когда равенство (6.3) не может быть выполнено и тогда необходим подвод дополнительной энергии (энергии сжатого газа или механической энергии насоса). На рис. 6.3 и 6.4 показаны кривые изменения давления в газлифтной и насосной скважинах. При газлифтном способе эксплуатации для уменьшения плотности газожидкостной смеси на глубине L в продукцию нагнетают дополнительное количество свободного газа, В результате под воздействием забойного рз, давления обеспечивается подъем более легкой смеси и содаются условия, необходимые для транспорта продукции. При насосном способе эксплуатации на глубину L, спускают насос, дав-ление на выкиде которого рв достаточно для подъема продукции скважины. 3. Основы теории подъема жидкости в скважине. При восходящем движении газожидкостной смеси в насосн- компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных скоростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стесненных условиях движения смеси в ИКТ она может быть высокой. Скорость всплытия одиночных пуз газа в сосуде неограниченного диа-метра определяется свойствами газа и жидкости и линейными размерами пу-зырьков (рис. 6.5). Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (закон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их меняется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не могут сохранить целостность пузырьков. Происходит их дробление, и более мелкие всплывают с несколько меньшей скоростью. Итак, максимальная скорость всплытия одиночных пузырьков газа в жидкости ограничена и зависит от свойств и газа, и жидкости. Например, максимальная скорость всплытия пузырьков воздуха в дистиллированной воде порядка 26 см/с, а газе в нефти обычно не превышает 20 см/с. В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры НКТ. При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга. Их формы и размеры определяются соотношениями между силами сопротивления и поверхностного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10 —20 см/с. С ростом газонасыщенности при определённых свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается чёточная структура. Относительная скорость газа достигает 50 —100 см/с. При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются, и образуется кольцевая структура или структура тумана. Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы. |
|