СДН_2_Сынбулатов. Контрольные вопросы по Разделу 2 по дисциплине Скважинная добыча нефти
 Скачать 114.07 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Институт дополнительного профессионального образования Программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Ответы на контрольные вопросы по Разделу № 2 по дисциплине «Скважинная добыча нефти» «Теоретические основы газлифта»
Уфа 2022 Каковы причины выпадение в осадок неорганических солей? Образование отложений неорганических солей на внутренней поверхности нефтегазопромыслового оборудования имеет место при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России. Солеотложение крайне негативно влияет на безопасность эксплуатации трубопроводов. Оно вызывает усиление локальной коррозии металла труб, что приводит к их ускоренному разрушению, сопровождающемуся разливами нефти. Последнее создает на трубопроводах пожароопасную ситуацию, особенно при наличии в перекачиваемом продукте попутного нефтяного газа. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: хлоридные, карбонатные и сульфатные. 1)Отложения сульфата кальция. Обобщение литературных данных позволяет выделить следующие основные причины выпадения гипса в скважинах:1) выщелачивание гипса и ангидрита, содержащегося в скелете пласта, закачиваемой пресной водой; 2) обогащение попутно добываемой воды сульфатными ионами за счет погребенных вод; 3) приток чуждых сульфатных вод из-за некачественного цементирования или негерметичности обсадной колонны и смешение их в скважине с пластовыми хлоркальциевыми водами; 4) обогащение попутных вод за счет окисления до сульфатов сульфидов, имеющихся в пласте, и серосодержащихся компонентов нефти кислородом воздуха, вносимым с закачиваемой водой; 5) поддержание пластового давления путем закачки несовместимых с пластовыми пресных или сточных вод повышенной сульфатности; 6) окисление соединений серы, находящихся в пласте, до сульфатов серобактериями и тиобактериями; 7) изменение термодинамических условий газо-водо-нефтяной смеси при подъеме жидкости из скважины. Наличие вышеперечисленных причин аргументируется промысловыми и экспериментальными данными. Отмечается, что отложение гипса в скважинах чаще всего происходит одновременно по нескольким причинам, обусловленным геологическим строением залежей, системой их разработки и технологическими особенностями эксплуатации скважин. 2)Отложения карбонатов кальция и магния. Одной из причин пересыщения попутных вод кальцитом является процесс смешивания несовместимых вод по химической реакции: СаСl2 + 2NaHCO3 ↔ СаСО3↓ + 2NaCl + Н2О + CO2↑ Как показали исследования, условия и причины отложения карбонатных солей гораздо более многообразны чем причины отложения всех других солей, встречающихся в нефтепромысловой практике. Например, исследованиями установлено, что на карбонатное равновесие существенное влияние могут оказывать природные амфотерные соединения, переходящие из нефти в воду. Так, выделенные из нефти кислотные соединения при наличии нафтеновых и карбоновых кислот обладают эффективностью осаждения ионов кальция и магния из растворов на 90 — 100 %. Также была выявлена ингибирующая активность компонентов нефти, выделенных из осадков и содержащих амфотерные соединения, которые состояли в основном из карбоновых кислот. Они, так же как и кислотные соединения из нефти, обладали эффективностью осаждения. При содержании их в растворе 0,01 % (по массе) эффективность осаждения иона кальция достигала 93 %, а иона магния – 63 %. 3)Отложения хлористого натрия. Основная причина выпадения хлористого натрия из попутной воды нефтяных месторождений — это снижение температуры и давления, приводящее к их перенасыщению солью.При какой структуре газожидкостной смеси происходит прорыв газа при газлифтной эксплуатации скважин? В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тонкодисперсную структуру, называемую эмульсионной (а). Мелкие газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают массу нефти, образуя практически однородную квазигомогенную смесь газа и жидкости. Вследствие своей малости (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой. Поэтому их скорость всплытия относительно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате уменьшения давления при движении смеси вверх по трубе газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока до 20—25%. При дальнейшем уменьшении давления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки, сливаясь, образуют глобулы больших размеров, измеряемые в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия таких глобул в результате действия архимедовой силы становится большой, достигая нескольких десятков сантиметров в секунду. Это ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Такая структура называется четочной (б). При больших расходах газа возникает стержневая структура (в), при которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая за собой по стенкам трубы волнистую пленку жидкости.  Рис. VII.7. Структуры газожидкостного потока: а — эмульсионная; б — четочная: в — стержневая При стержневой структуре движения скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду. Между эмульсионной, четочной и стержневой структурами не существует резких границ перехода и тем не менее некоторые исследователи выделяют переходные структуры от эмульсионной к четочной, и от четочной к стержневой (рис. VII.7). На возникновение той или иной структуры существенное влияние оказывает вязкость нефти, а также наличие в ней различных ПАВ(поверхностно активных веществ), способствующих диспергации газа в потоке. С точки зрения возникновения прорыров наиболее опасная есть стержневая структура газожидкостного потока с высокой скоростью движения. За счет чего происходит подъем жидкости в вертикальных трубах? Подъем жидкости из скважины нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважины, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей в трубах. Однако, движение газа и жидкостей в скважине происходит в более сложных условиях, чем в трубах, в которых соотношение массовых расходов жидкости и газа практически постоянно. При всех известных способах подъема продукции скважины на дневную поверхность приходится иметь, дело с газожидкостными смесями либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Из-за выделения из нефти газа все основные характеристики нефти и газа оказываются переменными по глубине скважины и во времени. Это приводит к усложнению законов движения газожидкостных смесей и они изучены хуже. Кроме выделения газа из нефти (разгазирования) происходят различные физические процессы в газожидкостных смесях, существенно влияющие на закономерности их движения. В реальных газожидкостных подъемниках возможно одновременное разгазирование нефти, образование АСПО и неорганических солей, что существенно усложняет изучение закономерностей процессов движения нефтеводогазовых смесей в скважинах. Из приведенного следует, что эргазлифт нужно рассматривать как вертикально поставленный трубопровод, где движется газированная жидкость; ввиду этого внутри подъемника создаются потери гидравлического характера. Одновременно комплекс газовых пузырей работает как плохой, негерметичный поршень, теряющий по пути часть поднимаемой жидкости. Можно сказать о существовании по крайней мере четырех точек зрения на физическую сущность движения жидкости в вертикальных трубах: 1) подъем жидкости происходит за счет энергии расширяющегося газа; 2) первопричиной подъемного действия газа в подъемнике является относительная скорость фаз; 3) комплекс газовых пузырей работает как негерметичный поршень, теряющий по пути часть поднимаемой жидкости; 4) вводимый в подъемник газ, смешиваясь с жидкостью, создает столб смеси, плотность которой меньше плотности жидкости. За счет снижения плотности смеси в подъемных трубах при сохранении неизменным давления у башмака подъемника возникает возможность подъеме жидкости на большую высоту. Какие показатели характеризуют работу газожидкостного подъемника? Основными показателями, характеризующими работу газожидкостных подъемников, можно считать: 1) производительность по жидкости; 2) расход рабочего газа (воздуха); 3) удельный расход газа (энергии); 4) коэффициент полезного действия. Как (графически) определяется оптимальный режим работы газлифта? Исследование газлифтных скважин необходимо для: установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа; снятия индикаторной линии или определения уравнения притока; определения глубины ввода газа в лифт; снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров. При работе газлифтных скважин нередко наблюдается пульсация, т. е. чередование выбросов жидкости и газа. Такое явление наблюдается, когда режим работы газлифтной скважины соответствует той части кривой Q(V), которая лежит слева от точки оптимального режима, т. е. на левой крутой ветви кривой q{V). При пульсирующем режиме работы скважины удельный расход газа может быть намного больше, чем при работе на оптимальном режиме. Как отмечалось ранее, одним из методов борьбы с пульсацией является установление концевого рабочего клапана.  Рис. 9.24. График зависимости дебита газлифтной скважины от расхода нагнетаемого газа Для установления оптимального режима газлифтная скважина исследуется методом установившихся отборов. Изменение отборов, т. е. дебитов, достигается изменением количества подаваемого газа на газораспределительном пункте или непосредственно у скважины, что приводит к изменению пропускной способности лифта. Изменение пропускной способности приводит к нарушению баланса между количеством жидкости, притекающей из пласта, и поднимаемой газлифтным подъемником из скважины. В результате жидкость либо накапливается в скважине (при двухрядном лифте), либо расходуется из затрубного пространства. Это приводит к изменению положения динамического уровня, а следовательно, погружения и рабочего давления у башмака лифта. В соответствии с этим изменяется рабочее давление на устье и в ГРП. После наступления нового установившегося режима работы скважины, что отмечается постоянством расхода газа, его давления и дебита скважины, на забой можно спустить манометр и замерить соответствующее данному дебиту забойное давление. Изменяя таким образом несколько раз режим работы скважины, можно получить данные об изменениях дебита, удельного расхода нагнетаемого газа, рабочего давления на устье и забойного давления. По этим данным строятся графики изменения показателей от расхода газа, по которым можно установить желаемый режим работы газлифтной скважины и, в частности, оптимальный режим. Такое исследование дает наиболее точную информацию об условиях работы скважины и, в частности, наиболее точную индикаторную линию. Однако спуск манометра - процесс трудоемкий. Поэтому часто ограничиваются измерением только рабочего давления, расхода газа, дебита и вычислением удельного расхода нагнетаемого газа при различных режимах работы скважины. Регулировку расхода газа Vг начинают с самых малых значений, при которых возможна работа скважины, и доводят ступенчато до самых больших расходов, при которых наблюдается снижение дебита. По полученным данным строят графики, показанные на рис. 9.24. Увеличение дебита соответствует понижению давления на забое Рс, снижению динамического уровня и погружения, а следовательно, и рабочего давления у башмака НКТ Рб и на устье Рр. Поэтому кривая изменения рр должна иметь минимум против максимума дебита Q. Однако кривая Рр не является зеркальным отображением кривой Q, так как в характер зависимости Рр вносятся некоторые изменения за счет веса столба газа и его трения в межтрубном пространстве, а также за счет изменения плотности столба газожидкостной смеси между забоем и башмаком труб. Касательная, проведенная из начала координат к линии Q, определяет точку касания 1, соответствующую такому дебиту газлифтной скважины, при котором удельный расход нагнетаемого газа Rн = Vг / Q минимальный. На том же рисунке показана кривая Rн(Vг), на которой точка 2 соответствует (Rн)min. Точка 3 на кривой Q(Vг) характеризует максимальный дебит жидкости, который может быть получен, если не накладывать никаких ограничений на расходуемое количество газа и на к. п. д. его использования. Точка 4 на кривой Rн(Vг) соответствует удельному расходу газа при максимальной подаче газлифтного подъемника. При установлении режима работы скважины по данным ее исследования кроме дебита жидкости необходимо также учитывать рабочее давление газа, его ресурсы и к. п. д. процесса. От чего зависит КПД газлифта? Рассмотрим формулу для определения КПД газлифта:  где G —вес жидкости, Н; L — длина подъемника, м; V0 — объем газа, участвующий в процессе лифтирования при нормальных условиях, м3; Pбаш, Ра—соответственно башмачное и атмосферное давление, Па. Выше перечисленные составляющие влияют на значение коэффициента полезного действия газлифтной установки. Понятие об удельном расходе газа Удельным расходом газа называют отношение:  V- расход газа, м3/c q-подача газожидкостного подъемника, м3/c Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к. п. д. максимален, R минимально.  Рис. 7.5. Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q (V) Это очевидно, так как при максимальном к. п. д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 7.5). |