Уравнение баланса энергии в работающей скважине записывается (6 видео)

Баланс энергии в добывающей скважине.

Энергия – физическая величина, определяющая способность тел совершать работу.

Работа – разность энергии или освободившаяся энергия необходимая для движения флюида в пласте и дальше на поверхность.

Епласт = Егидр.столба + Егжс + Етрения гидр.ст. +Етр.гжс + Ру +Рсбора.

б) насосный ( ШСН, ЭЦН, ЭВН, ЭДН, ГПН)

Физическая сущность, особенности и основные закономерности движения ГЖС.

; ,

подъем происходит из-за ;

в точки 2- ; ;

в точки 3- ; .

в точки 4- оптимальный режим работы

Рис.2(32). ; оптимальный режим-режим max КПД.

Рис.3(32).

Рис.4(32). — погружение башмака колонны под динамический уровень.

Уравнения движения ГЖС. Опыты и формулы Крылова.

– суммарные потери напора на единицу длины

– удел. потери напора на скольжение

– удел. потери на трение

Крылов использовал короткий газожидкостный подъемник со смесью воды и газа.

Виды фонтанирования

Процесс подъема жидкости от забоя скважины до устья под действием только пластовой энергии называется фонтанированием, а способ эксплуатации фонтанным.

1-й рисунок: артезианское

2-й и 3-й : газлифтное.

Условие артезианского фонтанирования.

Рзаб = Рпл- аQ-bQ 2

График совместной работы пласта и скважины. Р1 – минимальное давление на забое, при котором скважина артезиански фонтанирует.

Условие газлифтного фонтанирования.

Энергия пласта равна

При оптимальном режиме количество минимальной энергии, необходимой для фонтанирования:

Следовательно, фонтанирование возможно, если: Wпл>=Wн. Следовательно:

Го>=Rопт. Вместо Го нужно использовать эффективный газовый фактор Гэф. Следовательно Гэф>= Rопт.

, где – коэф. растворимости газа, n – обводненность.

Рсmin – минимальное давление, обеспечивающие процесс фонтанирования.

Принципы технологического расчета фонтанных скважин

Поскольку фонтанный подъемник работает за счет энергии пласта, а фонтанный способ эксплуатации самый дешевый, то следует использовать эту природную энергию наиболее рационально. Так как в начале периода фонтанирования имеется избыток энергии Д£, который расходуется в штуцере бесполезно, то в начале фонтанирования подъемник может работать не при максимальном коэффициенте полезного действия. Однако в конце периода он уже должен работать при максимальном коэффициенте полезного действия. Таким образом, рекомендуется рассчитывать фонтанный подъемник для конечных условий при оптимальном режиме, а проверять для начальных условий при максимальном режиме на пропускную способность. Обычно расчету подлежат L, p₃min и й. Остальные величины задаются или определяются другим путем.

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Q_n&4, который имеем по проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Qmax по формуле А. П. Крылова (6.16) для условий начала фонтанирования.

Характеристика оборудования фонтанных скважин

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам.

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. ‘ Диаметр отверстия штуцера может составлять 5^—25 мм. Диаметр отверстия штуцера обычно подбирают опытно при исследовании скважины; имеются также формулы для его оценки. Такой штуцер надежен в эксплуатации и незаменим при наличии песка в продукции.

Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Маиифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации.-В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т. д.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт ср станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Видео:Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать

Балансы энергии и давления в добывающей скважине. Факторы, определяющие выбор способа эксплуатации нефтяной скважины

Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т. Е.

где ρ_ж — плотность жидкости. При установившемся режиме эксплуатации скважины забойное давление

Определяют его по уравнению притока в зависимости от дебита скважины Q. При линейной фильтрации р_з = Рпл—(QIK), где К — коэффициент продуктивности скважины. Забойное давление компенсирует гидростатическое давление столба жидкости, потери на трение при ее движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. Е.

Потери давления на трение при движении жидкости по трубам рассчитывают по уравнению Дарси— Вейсбаха

Ртр = 8Λq 2 ρ_жН/π 2 d 5 ,

где λ — коэффициент гидравлического сопротивления; d — внутений диаметр труб. Так как эти потери пропорциональны длине трубы при турбулентном и ламинарном режимах течения, уравнение (VII. 1)—линейная функция давления относительно глубины скважины H (рис. VII. 1).

Фонтанные нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое давление 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 ρ_см (ρ_см ρ_смGh. (VI 1.2)

Уравнение баланса давления имеет вид

где ρ_см — средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ.

На рис. VII.2 показаны кривые изменения давления с глубиной в фонтанных скважинах. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения р_н, движется однородная жидкость, поэтому давление изменяется по линейному закону. При снижении_давления ниже р_н 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 p = f(H) будет наблюдаться по всей глубине скважины. За счет изменения потерь на трение закономерность изменения давления будет более сложной, чем на рис. VII.2.

Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соответственно меняется и плотность смеси. Поэтому в формулах (VII.2) и (VII.3) принята средняя плотность смеси рем, соответствующая среднему объему выделившегося 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 p = f(H) на рис. VII.2 (они смещаются влево). Давление на устье надает, что может стать недостаточным для транспорта продукции скважины к сборному пункту.

В процессе обводнения скважины увеличивается плотность жидкости и, что более существенно, уменьшается количество поступающего в скважину газа. Если р₃>р_н, 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 (VII.3) не может быть выполнено и тогда необходим подвод дополнительной энергии (энергии сжатого газа или механической энергии насоса).

На рис. VII.3 и VII.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 р₃ давления обеспечивается подъем более легкой смеси и создаются условия, необходимые для транспорта продукции.

При насосном способе эксплуатации на глубину L спускают насос, давление на выкиде которого р_в достаточно для подъема продукции скважины.

Видео:Что делать если ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА ПРЕВЫШАЕТ производительность скважины?Скачать

Баланс энергии в скважине. Условия фонтанирования

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основную задачу эксплуатации скважин — осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи W_n, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности W_u, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий W_n + W_u.

Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энергии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W_гс (без учета скольжения газа).

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W _лс.

3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W_у. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.

Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:

(1)

Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование W_лс,

— потери на трение, связанные с движением смеси по трубе W_mр , и потери на трение, связанные с относительным скольжением газа в жидкости W_ck;

— потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) W_mc

— инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси W_ин.

С учетом этого выражение (1) может быть переписано следующим образом:

(2)

Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие W_мс W_uн настолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешности пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать:

(3)

Под фонтанной эксплуатацией понимается такой способ подъема продукции скважины от забоя на поверхность, при котором располагаемая энергия на забое W_3a6 больше или равна энергии, расходуемой на преодоление различных сопротивлений W_с на всей длине скважины в процессе подъема, т.е. W_3a6≥ W_с.

Основными источниками естественного фонтанирования являются потенциальная энергия жидкости W_ж и газа W_г ,выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии W_n, которой обладает продукция скважины на забое W_заб:

(4)

В зависимости от соотношения забойного Р_з и устьевого Р_у давлений с давлением насыщения нефти газом Р_нас можно выделить три вида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.

1-й тип — артезианское фонтанирование: Р_з>Р_нас , Р_у>Р_нас , то есть фонтанирование происходит за счет гидростатического напора (рис. 1,а). В скважине происходит перелив жидкости, по трубам движется негазированная жидкость. В затрубном пространстве между НКТ 1 и обсадной колонной 2 находится жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии. Такое фонтанирование встречается крайне редко и характерно для пластов с аномально высоким пластовым давлением.

Рис. 1. Типы фонтанных скважин

а — артезианская; б — газлифтная с началом выделения газа в скважине; в — газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 — подъемные трубы;2 — эксплуатационная колонна.

2-й тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Р_з >Р_нас>Р_у (рис. 1, б). В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыщения, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Р_нас в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Р_затр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.

3-й тип — газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Р_нас>Р₃ (рис. 1, в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р₁ и Р₃. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

Дата добавления: 2016-06-15 ; просмотров: 8437 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ