Виды фонтанирования,эффективный газовый фактор. Изменение давления вдоль НКТ в механизированных скважинах

В общем случае энергия, которой располагает продукция на забое скважины, такова:

Из выражения (1) следует, что при W_И = 0 подъем продукции скважины осуществляется только за счет природной энергии, поэтому такой способ будем называть естественным фонтанированием. Если же W_И > О, то такой способ подъема продукции будем называть искусственным фонтанированием.

Если в выражении (1) положить Wи = 0 и Wг = 0

то такой вид фонтанирования называется артезианским. Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине.

Обычно давление в подъемнике изменяется от Рнас до Ру,(Ру > Ро), и из нефти выделяется не весь растворенный газ, а его определенная часть. Ту часть газа, которая выделяется в подъемнике при снижении давления от Рнас до Ру, будем называть эффективно действующим газовым фактором G_{0 ЭФ}:

где α — коэффициент растворимости газа в нефти, м³/(м³ *МПа).

C учетом обводненности и принимая за Р – среднее давление в рассматриваемом интервале:

Большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и напора жидкости одновременно. В них Ру< Рнас<Рз. Таким образом, в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (ж), на глубине, где Р=Рнас, начинается выделение неф­ти из газа, и в верхней части колон­ны - двухфазный поток (ж и г). Когда Рз<Рнас, то по всей длине ко­лонны в скважине движется двухфазный поток.

Состояние смеси ж и г при движе­нии по колонне изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз (ж и газообразной), от средней скорости движения смеси и диаметра подъемных труб. В соответствии с этим различают: режимы движения гжс:

- пузырьковая структура (при дви­жении ж, пронизанной пузырьками газа высокого давления);

- четочная (когда расширяющийся газ образует более крупные патрон­ные пробки);

- переходная (эмульсионная);

- кольцевая (газ движется по центру трубы, увлекая за собой капли ж);

Перепад Р, необходимый для подъема ж по колонне подъемных труб, обусловливается полезной работой по подъему смеси и суммой потерь:

1) на преодоление трения жидкости и газа о стенки труб;

2) потерь, возникающих вследствие разных скоростей движения ж и г

3) потерь, вследствие ускорения движения ж и г и изменения скорости движения при входе ж в башмак подъемных труб можно пренебречь).

4. Подъем жидкости за счет энергии сжатого газа. Уравнение движения
смеси в безразмерном виде.

Для осуществления процесса движения смеси в вертикальной трубе А необходим определенный перепад давлений Р₁-Р₂ между сечениями 1-1 и 2-2, величина обусловлена:

1. Гидростатическим давлением столба смеси высотой Н – Р_см,

2. Давлением, затрачиваемым на преодоление сил трения – Р_тр,

3. Инерционными потерями – Р_ин.

Слагаемое Р_ин по сравнению с Р_см и Р_тр мало и им можно пренебречь.

Запишем баланс энергии в виде: Р₁ – Р₂ =Р_см + Р_тр. (1)

С учетом схемы, представленной на рисунке, выражение (1) можно переписать в виде:

Р₁ – Р₂ =ρ_см g H + Р_тр. (2)

Выразим давления Р₁, Р₂ и Р_тр через соответствующие высоты столба жидкости плотностью ρ_ж, т.е. . (3)

Тогда с учетом (3) выражение (2) перепишем так: (4)

Обозначим: , (5) , (6), тогда . (7)

Уравнение (7) является уравнением движения газожидкостной смеси и является безразмерным. Левая часть представляет суммарный градиент потерь в подъемнике, а правая – сумму градиентов потерь от гидростатики и трения .

Если давление Р₂ в сечении 2-2 равно атмосферному, то h₂ =0. Тогда . (8)

Величина ξ₀ называется относительным погружением и показывает, какая часть от общей длины Н трубы А находится под уровнем жидкости.

Анализируя зависимость (7), можно предположить существование следующих режимов работы газожидкостных подъемников:

1.Жидкость и газ движутся с одинаковыми скоростями (), а градиент потерь на трение . Такие подъемники будем называть идеальными. . (9)

2.Относительная скорость , а или , а . Такие подъемники будем называть полуидеальными. . (10)

3.Относительная скорость и . Такие подъемники будем называть реальными.

5. Фонтанная эксплуатация скважин. Условия фонтанирования,
минимальное забойное давление фонтанирования.

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

Эксплуатация скважин осуществляется при различных технологических условиях. Нередко фонтанные скважины эксплуатируются при забойном давлении, большем давления насыщения. В этих случаях, а также при проектировании способов эксплуатации скважин необходимо рассчитывать минимальное забойное давление фонтанирования.

Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти, возможен только при определенном соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике (названного эффективно действующим газовым фактором G_ЭФ) и удельного объема газа, потребного для работы подъемника на оптимальном режиме R_ОПТ, которое записывается в следующем виде:

Под естественным оптимальным фонтанированием понимают подъем продукции под действием природной энергии при работе подъемника на оптимальном режиме.

Потенциальная энергия 1 м³ продукции (нефти), находящейся на забое скважины при давлении Р_заб, равна: [Дж]. (7.6)

При подъеме продукции в скважине энергия расходуется на преодоление различных сопротивлений. [Дж]. (7.7)

Если в 1 м³ продукции (нефти) растворено G ₀ м³ газа, то этот газ начинает выделяться при Р=Рнас, а его энергия такова: , (7.8) где G – количество выделившегося из 1 м³ нефти свободного газа при изменении давления от Р_нас до Р_у. Рассматривая процесс подъема продукции неизотермическим, распределение температуры в подъемнике можно записать Т = Т_у + к (Р – Р_у),(7.9) где Т_у, Р_у – температура и давление на устье скважины, К, МПа,

к – эмпирический числовой размерный коэффициент, К/МПа, Р – давление, (Р≥Р_у), МПа.

Принимая уравнение состояния реального газа, запишем: (7.10) или с учетом эмпирического закона распределения температуры (7.9): , (7.11)

где z – коэффициент сверхсжимаемости реального газа.При фонтанной эксплуатации, этот коэффициент изменяется в небольших пределах и можно принять z= const.

Тогда энергию газа в соответствии с (7.8) и (7.11) можно записать в таком виде:

. (7.12)

потенциальная энергия 1 м³ продукции скважины равна:

(7.13)

В соответствии с Р_заб = Р_нас. (7.14)

Максимальное использование энергии выделяющегося газа, когда коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака фонтанного лифта σ_ф равен нулю. Это возможно при соблюдении условия (7.14). С учетом (7.14) перепишем (7.13) в виде: . (7.15)

Энергия, расходуемая на подъем 1 м³ нефти на дневную поверхность при работе подъемника на оптимальном режиме такова:

, (7.16)

где R _{0 опт} – потребный удельный расход газа на оптимальном режиме.

Для расчета R _{0 опт} академиком А.П. Крыловым рекомендуется зависимость:

, (7.17) где Н_б – глубина спуска Естественное оптимальное фонтанирование возможно при соблюдении следующего условия: W₁ ≥ W₂. (7.20)

Используя выражения (7.15) и (7.16), условие (7.20) перепишем в виде:

. (7.21)

выражение (7.21) может существовать при условии G ₀ – R _{0 опт} = 0 или G ₀ = R _{0 опт} . (7.22)

В рассматриваемом случае давление в подъемнике изменяется от Р_нас до Р_у (Р_у> Р ₀) и из нефти выделяется не весь растворенный весь газ, а его определенная часть. Ту часть газа, которая выделяется в подъемнике при снижении давления от Р_нас до Р_у будем называть эффективно действующим газовым фактором G _{0 эф} : G _{0 эф} = G ₀ - α Р, (7.23) где α – коэффициент растворимости газа в нефти, м³/(м³ МПа).

Принимая среднее давление в подъемнике ,(7.24)

.(7.25) Если продукция скважины обводнена и обводненность составляет В, то .(7.26)

Подставляя в (7.22) вместо G ₀ эффективно действующий газовый фактор из выражения (7.26), а также учитывая (7.17), получим:

. (7.27)

Выражение (7.27) является условием естественного оптимального фонтанирования скважины.

Минимальное забойное давление:

Нередко фонтанные скважины эксплуатируются при забойном давлении, большем давления насыщения. В этих случаях, а также при проектировании способов эксплуатации скважин необходимо рассчитывать минимальное забойное давление фонтанирования.

Процесс фонтанирования за счет растворенного газа, выделяющегося из нефти, возможен при соотношении удельного объема свободного газа в подъемнике (названного эффективно действующим газовым фактором G_эф) и удельного объема газа, потребного для работы подъемника на оптимальном режиме R_опт: G_эф ≥ R_опт. (7.58)

В реальных условиях процесс фонтанирования, можно осуществить следующим образом:

Р_заб < Р_нас, (7.59) или Р_заб ≥ Р_нас. (7.60)

1. Рассмотрим случай, когда забойное давление выше или равно давлению насыщения – условие (7.60);башмак фонтанного подъемника спускают на глубину Н_{б макс}, соответствующую давлению насыщения Р_нас (в этом случае коэффициент естественной сепарации свободного газа может быть принят нулевым σ_ф = 0).

, (7.66)где - средняя плотность жидкости в интервале «забой-прием (башмак)», кг/м³. В этом случае пренебрегается потерями на трение при движении продукции в интервале «забой-прием». , где Р_тр – потери на трение

. (7.71)

6. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубиннонасосных
установок. Схема установки и принцип ее работы.

Оборудование СШНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

Рис. 9 3. Принципиальная схема СШНУ.

1 — станция управления; 2 — балансир; 3 — головка балансира; 4 — стойка балансира; 5 — шатун; б — кривошип; 7 — редуктор; 8 — приводной двигатель; 9 — тормоз; 10 — противовесы; 11 — металлическая рама; 12 —бетонный фундамент; 13 — канатная подвеска; 14 — траверсы; 15 — полированный шток; 16 — устьевая арматура; 17 — колонн» штанг; 18 — колонна НКТ; 19 — плунжер насоса; 20 — нагнетательный клапан; 21 — всасывающий клапан; 22 — цилиндр насоса; 23 — хвостовик

Основным элементом наземного оборудования является станок-качалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шатуна 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляется специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной двигатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12. Головка балансира 3 имеет канатную подвеску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью траверс 14. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназначен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повышения крутящего момента на выходном валу, на котором закреплены кривошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2. На входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на салазках. При необходимости изменения числа качаний балансира заменяется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, добиваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.

В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузоподъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий. Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15. Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназначенную для передачи возвратно-поступательного движения головки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой закреплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасывающий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23. Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они составляют пару трения. Как видно из рис. 9.3, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасьшания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется. Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных условиях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной продукцией (а она может быть и коррозионно-активной), сколько со сложными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжимающими, изгибающими и крутящими). Расчет колонны штанг с учетом всех действующих нагрузок является сложной физической задачей. Одним из основных технологических вопросов является подача скважинной штанговой насосной установки.

7. Оборудование насосных скважин. Виды СШН. Коэффициент подачи
глубиннонасосной установки.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПЛУНЖЕРНЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ

1. По конструкции 1.1. Насосы простые (с одним плунжером постоянного диаметра).

1.2. Насосы дифференциальные (с двумя и более плунжерами различных диаметров).

1.3. Трубные насосы (цилиндр спускается на колонне НКТ, а плунжер — на штангах).

1.4. Вставные насосы (цилиндр и плунжер спускаются вместе на колонне штанг).

1.5. Насосы с неподвижным цилиндром и движущимся плунжером.

1.6. Насосы с движущимся цилиндром и неподвижным плунжером.

2. По характеру всасывания продукции 2.1. Всасывание при ходе вверх.

2.2. Всасывание при ходе вниз. 2.3. Всасывание при ходе вверх и вниз.

3. По принципу действия 3.1. Одинарного действия. 3.2. Двойного действия.

4. По назначению 4.1. Для добычи жидкости в обычных условиях.(9,2 а)

4.2. Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.(9,2 в)

4.3. Для добычи вязких жидкостей.(9,2 б) 4.4. Для добычи больших объемов жидкости(9,2г)

4.5. Для добычи жидкости с содержанием механических примесей (песка).(9,2 д).

Рис. 9.2. Принципиальные схемы глубинных плунжерных насосов:

Дата добавления: 2015-07-13