|
|
СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции. Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503
где Рс, Ру — плотность жидкости при термодинамических условиях забоя и устья скважины, соответственно.
При фонтанировании обводненной нефтью плотность жидкости подсчитывается как
средневзвешенная
 (5)
где n — доля воды в смеси (обводненность);  — плотность нефти и воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно. Иногда в результате недостаточной скорости восходящего потока жидкости и оседания воды обводненность п вдоль ствола скважины бывает неодинаковой. Например, между забоем и башмаком НКТ в интервале, где жидкость движется по всему сечению обсадной колонны с малой скоростью, обводненность может быть больше. В таких случаях всю расчетную глубину скважины необходимо разбивать на соответствующие интервалы. Заметим, что погрешности в определении гидростатического давления существенно влияют на все результаты расчета, так как оно преобладает в общем балансе давлений и составляет 95—98 % от величины Рс.
Противодавление на устье скважины Руопределяется ее удаленностью от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером штуцера (местного сопротивления), обычно устанавливаемого на выкидной линии фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита. При широко распространенных в настоящее время однотрубных, герметизированных системах нефтегазосбора давления на устье Рубывает большим, достигая иногда нескольких мегапаскалей.
2. ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА
Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.
При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше — ниже давления насыщения. В зоне, где Р<Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений  Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс>Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.
Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс<Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.
Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рсвыше или ниже давления насыщения Рнас.
Рис. 1 Схема скважин при фонтанировании
а — при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс <Рнас): б
при давлении на забое больше давления насыщения (Рс>Рнас)
Рассмотрим два случая фонтанирования. I. Рс<Рнас (рис. 1, а).
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рc<Рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.
От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.
От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.
От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.
От вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рзи соответствующему понижению уровня жидкости hна такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае, возможно, достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Рб, а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рзне прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется па устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно
плотность газ
Здесь  — плотность газа при стандартных условиях Ро и То; Тср — средняя температура в затрубном пространстве; z— коэффициент сжимаемости газа для условийРзи Тср.
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс<Рнасуровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.
II- Pс>Pнас(РИС.1,6).
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубиом пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине hв соответствии с выражением (VIII.20). Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Рз. В этом случае вследствие неопределенности величины hстановится невозможным определение забойного давления Рспо величине Рз.
3. УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме I м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема:
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа(за вычетом растворенного),которое назовем эффективным газовым фактором Гэф1.
4.ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНАХ
Процесс эксплуатации нефтяных скважин заключается в подъеме нефти с забоя на дневную поверхность.
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется только за счет природной энергия, называется фонтанным.
Если пластовой энергии для подъема жидкости с забоя скважины недостаточно, то тогда следует вводить в каком-либо виде энергию с поверхности. В общем случае способ эксплуатации скважин при вводе энергии извне называется механизированным.
Передача энергии в скважину достигается различными способами: 1) сжатым газом или воздухом; 2) при помощи насосов различных типов.
На забое скважины жидкость и газ (пластовый или поданный с поверхности) обладают потенциальной энергией. Количество этой энергии определяется энергией жидкости Wжи энергией газа Wг. Потенциальная энергия 1 т (1000 кг) жидкости (в Дж), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости на высоту hот забоя скважины, составит
 (1)
Бели выразить высоту подъема жидкости (в м) через забойное давление, то получим
 (2)
где Р3a6 и Ро— забойное и атмосферное давления, Па;  — плотность жидкости, кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2. Тогда
 (3)
Энергия свободного газа Wгпри изотермическом процессе его расширения определяется соотношением
 (4)
где Go — объем газа, поступающего к забою скважины в свободном виде с 1 т жидкости, м3; Р0— атмосферное давление, равное 9,81 • 104 Па.
При Рзаб в каждой тонне нефти содержится какое-то количество растворенного газа, который будет выделяться из раствора по мере понижения давления к устью скважины. Этот газ также обладает некоторым запасом энергии, которую обозначим Ао. Таким образом, потенциальная энергия (в Дж), которой обладают жидкость и газ на забое скважины, будет равна
 (5)
Эта энергия при эксплуатации не вся используется для подъема жидкости, так как на устье имеется некоторое противодавление Ру,
Выражение для энергии газожидкостной смеси W1, расходуемой на подъем 1 т жидкости при изменении давления от Рзаб до Ру, по аналогии с предыдущим имеет вид:
 (6)
где А1—энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от Рзабдо Ру, Дж.
Часто при эксплуатации фонтанных скважин давление на забое бывает выше давления насыщения. При этом G0=0; следовательно, подъем жидкости происходит только за счет энергии жидкости и энергии выделяющегося из раствора газа, т. е.
 (7)
5.ДВИЖЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРУБАХ
В равенстве (6) первое слагаемое представляет собой энергию гидростатического напора, а сумма двух других слагаемых — энергию расширяющегося газа.
Если давление на устье скважины больше давления насыщения нефти газом (Ру>Рнас) и Рзаб>Hpg, где Н — глубина скважины; — плотность жидкости; g—-ускорение свободного падения, то скважина будет фонтанировать только под действием гидростатического напора. Практически фонтанирование нефтяных скважин только под действием гидростатического напора встречается редко.
Большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет гидростатического напора жидкости и энергии газа одновременно.
При эксплуатации скважин могут быть случаи, когда Ру< <Рнас<Рзаб. При этом в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно Рнас, из нефти начинает выделяться газ и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).
В том случае, если неравенство Рзаб  Рнас,
во всей длине колонны труб в скважине движется двухфазный поток. рис. 1. Структура газожидкостной смеси при движении ее в вертикальных трубах.
Состояние смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз (жидкой и газообразной), от средней скорости движения смеси и от диаметра подъемных труб. В соответствии с этим различают три режима движения газожидкостной смеси (рис. 1).
Пузырьковый режим (рис. 1, а), при котором газообразная фаза распределена в жидкости в виде небольших (по сравнениюс диаметром трубы) пузырьков. Сравнительно небольшая концентрация пузырьков в смеси приводит к тому, что последние могут свободно перемещаться в жидкой фазе.
Снарядный (пробковый) режим (рис. 1,6), при котором газообразная фаза представлена в виде крупных пузырьков, поперечные размеры которых соизмеримы с диаметром труб.
По форме пузырьки напоминают снаряды с головкой параболического очертания. Газовые пузырьки чередуются с жидкостными перемычками.
Дисперсионно-кольцевой режим (рис. 1, в), при котором газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая фаза движется по поверхности трубы. В ядре потока содержатся капли жидкости.
При первых двух режимах движения по мере подъема смеси часть жидкости стекает вниз.
На практике все три режима могут быть установлены в одной и той же колонне труб: в нижней части—пузырьковый, в средней— снарядный ив верхней —дисперсионно-кольцевой.
При снарядном режиме течения наблюдаются значительные пульсации потока, поэтому целесообразно параметры газожидкостного подъемника выбирать такими, чтобы движение смеси соответствовало пузырьковому режиму вблизи границы перехода к снарядному.
Многие исследователи считают, что в большинстве случаев эксплуатация газожидкостных подъемников происходит в условиях снарядного режима. В таком случае можно применять законы движения смеси по этому режиму как более изученному.
|
|
|
Скачать 2.81 Mb.