Отчет по НИР Гасангусйенов А.З. РНМ-20-01 (1). Разработкинефтяных

• Название: Разработкинефтяных
• Дата: 01.06.2022
• Размер: 0.79 Mb.
• Имя файла: Отчет по НИР Гасангусйенов А.З. РНМ-20-01 (1).docx
• Тип: Отчет; #563668
• страница: 4 из 9

1.1 Кавитация в наосе

Кавитацией называют процесс образования в капельной жидкости пузырь- ков, заполненных парами или газом, выделившимся из жидкости при снижении статического давления до некоторого критического значения. На практике крити- ческое давление равно давлению парообразования или давлению насыщения для растворенного в жидкости газа.

При возникновении кавитации в струйном насосе происходит изменение его процесса работы. Возникшие газовые пузырьки могут частично или полностью перекрывать отверстия в камере смешения, сопле или диффузоре, тем самым уменьшая объём перекачиваемой жидкости, и происходит падение подачи. В

связи с этим создание бескавитационного режима работы имеет важное значение при его проектировании.

В ситуации, когда возникает кавитация в насосе, его относительный напор снижается, а относительный расход остается прежним и равным определенному критическому значению. Для определения критического значения относительного расхода используют формулу [7], полученную на основе уравнения Бернулли. Её расчёт производится в условиях входа жидкости в камеру смешения, где фиксиру- ется минимальное статическое давление:

q_к = (a-1)*(1+₀)/(1+₂)*(P₁-P_к)^0,5/(P₀-P_к)^0,5

Где: а – безразмерный геометрический параметр струйного насоса;

₀ - коэффициент сопротивления сопла;

₂ - коэффициент сопротивления входного участка; P₀ – давление рабочей жидкости на входе в сопло;

P₁ – давление перекачиваемой среды на входе в струйный аппарат; P_к – давление насыщения паров жидкости.

Значение q_к является ограничителем при использовании расчёта относитель- ного напора. В случае наличия кавитации в струйном наосе расчёты будут пока- зывать только реальные процессы в диапазоне значений относительного расхода от нуля до полученного критического значения.

Оценка режима работы струйного происходит с помощью специального па- раметра, который называется запасом кавитации.

Значение данного коэффициента должно быть больше нуля, тогда струйный насос может работать при максимальном значении КПД. В случае если значение запаса кавитации меньше нуля, насос будет работать в режиме, не соответствую- щем оптимальному значению коэффициента полезного действия.

2. Разработка технологии освоения и исследования скважин с помощью насосно-эжекторных систем

1. Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин и установка для его осуществления

В настоящее время благодаря надежности и уникальным техническим воз- можностям струйных аппаратов при эжектировании газожидкостных смесей насосно - эжекторные системы получают все более широкое распространение на нефтяных промыслах. Насосно - эжекторные системы благодаря способности адап- тироваться к различным условиям эксплуатации могут занять прочное место в нефтедобыче - для поддержания пластового давления, для освоения скважин и вы- зова притока, в нефтепереработке для создания вакуума в сепарационных установ- ках и транспорте продукции. [3]

Отметим, что область применения струйных аппаратов достаточно широка. Возможности использования струйных аппаратов не ограничивается нефтяной промышленностью. Их также широко используют в самых различных отраслях народного хозяйства: в строительстве, водоснабжении, теплоэнергетике и т.д. Од- нако их широкому использованию препятствует то, что до настоящего времени многие вопросы работы струйных аппаратов остаются нерешенными.

Существует способ освоения и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторной системы, включающий спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продук- ции на поверхность и сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины. Ука- занный способ не обеспечивает возможности проведения полноценных гидродина- мических исследований скважины.

Недостатком другого способа освоения, исследования скважин и интенсифи- кации нефтегазовых притоков, включающем спуск струйного аппарата на забой скважины, вызов притока созданием многократных депрессий на пласт, эжектиро- вание скважинной продукции на поверхность и проведение исследований продук- тивного пласта является невозможность оперативного контроля забойного давле- ния при проведении технологического процесса, вследствие чего ограничивается область его применения.

Известен также способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, ко- торый является наиболее близким к разработанной нами технологии. Указанный способ включает спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверх- ностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание

депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на по- верхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пла- стовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах дистанци- онным глубинным манометром с передачей информации по кабелю на поверхность с использованием каротажной станции.

Недостатком данного способа являются высокие материальнотехнические и трудовые затраты, что существенно удорожает проведение технологического про- цесса и ограничивает вследствие этого область его применения.

В связи с этим необходимо разработать усовершенствованную технологию освоения, исследования и эксплуатации скважин с применением насосно - эжектор- ных систем, позволяющую оперативно контролировать забойное давление при проведении технологического процесса. Техническим результатом разработки является расширение области применения технологического процесса освоения, исследования и эксплуатации скважин.

Разработанный способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, включает спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхност- ным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, а также замер дебита пласто- вой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах.

Решение поставленной задачи достигается тем, что перед спуском опреде- ляют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппа- рата, а при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают забойное давление по формуле:
(1)

где Рзаб - забойное давление,

Рнагн - давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины, ρ - плотность рабочей жидкости,

g - ускорение свободного падения, Н - глубина скважины,

ΔРтр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины,

Qр- расход рабочей жидкости,

µ- коэффициент расхода сопла струйного аппарата,

F- площадь выходного сечения сопла струйного аппарата.

Данная формула получена следующим образом: при нагнетании рабочей жидкости в сопло струйного аппарата расход рабочей жидкости Qр определяется выражением:

,

где ΔРр - перепад давлений при истечении рабочей жидкости через сопло.

В случае расположения струйного аппарата на забое скважины можно с до- статочной для практических целей точностью принять 𝛥𝑃 = 𝑃р − 𝑃заб, где Рр - давление рабочей жидкости перед соплом. Величину Рр можно найти по формуле

𝑃р = 𝑃наг + 𝜌𝑔𝐻 − ΔРтр, где ΔРтр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины - можно определить по известным из курса гидродинамики зависимостям.

После несложных преобразований формул получаем выражение для расчёта забойного давления, представленное формулой (1).

Таким образом, замерив давление нагнетания и расход рабочей жидкости, а также зная коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, можно рассчитать и оперативно контролировать при проведении техно- логического процесса забойное давление по формуле (1), что позволяет отказаться от дорогостоящих и трудоёмких работ с использованием каротажной станции. В одном из вариантов осуществления способа освоения, исследования и эксплуата- ции скважин решение поставленной задачи достигается также тем, что освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду, а после вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путём изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства:

(2)

где Qp - расход рабочей жидкости, Qв - дебит пластовой воды,

Qн -дебит нефти,

bкр- критическая обводнённость, при которой происходит инверсия фаз во- донефтяной эмульсии.

В случае выполнении неравенства (2) при эжектировании будет образовы- ваться маловязкая, легко расслаивающаяся эмульсия типа «нефть в воде», что су- щественно облегчает условия подъёма продукции скважины и сепарации смеси на поверхности. При этом насос будет в течение всего процесса освоения, исследова- ния и эксплуатации скважины нагнетать в сопло струйного аппарата отделённую сепаратором воду. Поэтому потери давления на трение ΔРтр будут минимальны, что также способствует удешевлению способа.

На рисунке 2 представлена «однотрубная» схема осуществления способа освоения, исследования и эксплуатации скважин.
Рис. 2 - Схема струйной насосной установки для добычи нефти из скважин с боковыми ство- лами малого диаметра.

Установка струйного насоса для эксплуатации скважины с боковым ство- лом включает в себя: систему поддержания пластового давления (1), которая является поверхностным приводом и подает рабочую жидкость на устье сква- жины (7), струйный насос (2), который находится в скважине ниже динамиче- ского уровня и обеспечивает подъём флюида на устье скважины.

Спуск насоса производится на колонне насосно-компрессорных труб (4). По колонне НКТ также происходит подача рабочей жидкости от устья сква- жины к насосу. Смесь рабочей и добываемой жидкости поднимается, выходя из насоса, поднимается по затрубному пространству (5).

Для разъединения зоны со скважинным флюидом и затрубного простран- ства устанавливается пакер (6).

Устьевое оборудование (7) служит для связи скважины и системы поддер- жания пластового давления. Чтобы обеспечить оптимальную подачу струйного

насоса, на водоводе высокого давления от системы ППД устанавливается регу- лируемый дроссель (8), манометр (9) для контроля давления рабочей жидкости и расходомер (10). Все это оборудования позволяет контролировать систему пласт – скважина – струйный насос.

Представленная установка струйного насоса при эксплуатации боковых стволов малого диаметра упрощает обустройство устья скважины, исключая сложное наземное оборудование, уменьшает энергетические потери. В резуль- тате эффективность разработки скважины увеличивается, а затраты на обу- стройство уменьшается.

Контроль за работой струйного насоса осуществляется глубинным манометром, который ставится в подпакерной зоне, а также устьевые манометры и расходомеры рабочей жидкости.

2. Технологическая схема установки для освоения, исследования и эксплуа- тации скважин струйными насосами на колонне сдвоенных труб

При освоении и эксплуатации скважин возникают трудности, связанные с до- бычей скважинной продукции по эксплуатационной колонне (на пример коррозия эксплуатационной колонны, отложение парафина, солей и т.д.). Поэтому разрабо- тан способ освоения, исследования и эксплуатации скважин струйными насосами на колонне сдвоенных труб.

При этом струйный насос спускается в скважину на колонне двойных насосно-компрессорных труб, потому что для работы струйного насоса необхо- димо иметь два канала: один для подачи воды к соплу насоса и второй для подъема скважинной продукции. Сдвоенная труба представляет собой комплект, состоящий из двух труб, концентрично расположенных и закрепленных одна в другой. Со- гласно разработанному способу для решения поставленной задачи расширения об- ласти применения способа освоения, исследования и эксплуатации скважин струй- ный аппарат устанавливают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование сква- жинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насоснокомпрессорных труб и контролируют при этом в процессе освоения, иссле- дования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, 40 а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной ко- лонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием соотноше- ния:

(3)

где Рзаб – забойное давление,

Рзатр - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, ΔРг - увеличение давления за счёт собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня,

ρзатр - плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя,

g - ускорение свободного падения, Н- глубина скважины,

Н дин - динамический уровень жидкости.

Величина ΔРг находится по широко известной барометрической формуле, а значение ρзamp может быть определено по соответствующим зависимостям из курса технологии и техники добычи нефти.

Указанные технологические операции позволяют избежать добычи скважин- ной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны, отложений парафина, солей, гид- ратов и т. д.).

Кроме того, дублирование замера забойного давления с использованием со- отношения (3) и сопоставление Рзаб с величиной, определённой по формуле (1), даёт возможность провести диагностику состояния сопла струйного аппарата. В случае, если наблюдается существенная разница в значениях забойного давления, найденных по формулам (1) и (3), то это может быть вызвано, например, износом сопла и увеличением площади его проходного сечения в процессе эксплуатации. Следовательно, в данном случае правильным будет результат, полученный по со- отношению (3). Если же разница в значениях забойного давления, определённых по формулам (1) и (3), невелика и находится в пределах погрешности замеров, то это свидетельствует о нормальном состоянии проточной части струйного аппарата. На рисунке 3 представлена схема для эксплуатации скважин струйным насо-

сом «труба в трубе».


Рис. 3 – Струйная насосная установка

Установки струйных насосов относятся к гидроприводным насосным уста- новкам, где основным погружным элементом является струйный аппарат.

Схема, показанная на рисунке 3, включает в себя: струйный насос (1), ко- лонны насосно-компрессорных труб для подачи силовой жидкости (2) и подъема

(8) продукции. Герметизирующий узел (9), установленный в нижней части, может взаимодействовать с полым штоком (7). Он обеспечивает герметичное осевое пе- ремещение колонн НКТ относительно друг друга. Ниже – устанавливается сепара- тор (10), очищающий добываемую продукцию от механических примесей. [4]

Устьевое оборудование состоит из регулируемого дросселя (4), который поз- воляет менять режим работы скважины, манометра для контроля давления (5), рас- ходомера (6) рабочей жидкости. Для увеличения надежности установки вода про- ходит очистку на сепараторе (11), и затем поступает на устье скважины.

Таким образом, разработанная технологическая схема установки для освое- ния, исследования и эксплуатации скважин струйными насосами на колонне сдво- енных труб предотвращает осложнения, связанные с добычей скважинной продук- ции по эксплуатационной колонне. Кроме того, позволяет путем дублирования за- мера забойного давления провести своевременную диагностику состояния сопла струйного аппарата.