Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Обернення (інверсія) суміші настає тоді, коли об'ємний вміст води в

ній дорівнює

0,5...0,9

(частіше

- 0,7).

Оскільки густина нафти р

звичайно дещо менша за густину води р

(Рн

РвХ

то

ІД

час

РУ

У нафта може випереджати воду. Залежить це

від

дисперсності, істинного вмісту фаз і швидкості руху суміші.

За мірою дисперсності внутрішньої фази

двофазного

водонафто-

вого потоку виділяють дві структури: крапельну - К (краплі

діаметром

0,5...2

см) та

емульсійну

- Е (краплі діаметром

0,001...1

мм).

Суміш із першою структурою можна назвати ще нестійкою емульсією

(фази розшаровуються, нафта

спливає),

другою - стійкою.

На структуру трифазного газоводонафтового потоку істотно

впливає механізм утворення суміші - виділення газу з рідини (нафти)

чи введення його ззовні. Бульбашки газу виділяються переважно на

межі поділу "тверде тіло (поверхня труб, піщинки) - нафта" і "вода -

нафта". У першому випадку газові бульбашки зриваються з твердого

тіла і рухаються в нафті, а в другому - вони разом з краплями води

утворюють своєрідні конгломерати, відносна швидкість яких може

бути додатньою, від'ємною або нульовою (порівняно зі швидкістю

нафти). Подібне відзначається

і в

разі існування крапель нафти у воді.

За величиною дисперсності внутрішньої рідини фази та вільного

газу (Г) відокремлюють структури відповідно крапельно-бульбашкову

(КБ),

емульсійно-бульбашкову (ЕБ) та емульсійно-снарядну (EC),

відповідної структури)

Карту індентифікації (ототожнення) структур показано на рис. 6.4,

де позначено: Р

вр

= q

/(q

) - витратний вміст води в рідині

( Чм

п - об'ємна витрата відповідно нафти та води, кг/м);

= w

c 14&d - корінь квадратний із параметра Фруда

= (q

+V)I f - швидкість суміші, м/с; V- об'ємна витрата

газу, м/с; / - площа прохідного перерізу труби, м);

351

ф = w

r3B

/(vv

WQ)

- істинний об'ємний газовміст потоку;

r3B

= VІ f - зведена швидкість газу, м/с; wo=w

- відносна

швидкість газу (дрейфу фази), м/с; w

= w

r3B

- істинна швидкість

газу, м/с;р - абсолютний тиск у потоці, Па; w

^ =

0,064

•

56™

^Jg

- перша критична швидкість (лінія поділу областей

за Р

> 0,5 ),

м/с; w

p2 =0,487 -Jgd - друга критична швидкість (лінія поділу

областей І і П, а також областей IV і Ш за Р

>0,5), м/с;

Рв

= а

в /(

н +

Яв

V) ~ об'ємна витратна частка води в потоці;

g - прискорення вільного падіння, м/с ; d - діаметр піднімальних труб

(для кільцевих та інших каналів - гідравлічний діаметр, який дорівнює

відношенню величини 4/ до змоченого периметра поперечного

перерізу каналу

S3),

м.

Fr,

Е B/H

1.21— 1ІС (В+Г)/Н

Е Н/В

ЬБ (1ПГ)/В

ЬС (Н+Г)/В

К Н/В

КЬ (Н+1)/В

1,0

р„р

Рисунок 6.4 - Карта ідентифікації структурних форм водонафтового і водонафго-

газового висхщних потоків у свфдловині Позначення структур:

емульсійна

(Е),

емульсійно-бульбашкова

(ЕБ),

емульсійо-снарядна (EC),

крапельна (К), крапельно-бульбашкова (КБ); потоки - типу В/Н,

(В+Г)/Н, Н/В, (Н+Г)/В (двокрапка означає належність потоків до

відповідної структури)

352

Різноманітність характеристик газоводонафтових потоків істотно

ускладнює їх

вивчення.

Густина газоводонафтової суміші

Рс =РнФн +РвФв +РгФ=[Рн(1-фвр)

РвФвр](1-ф)

РгФ.

)

де ф„, фв, ф - істинні вмісти в потоці відповідно нафти, води і газу;

фвр - істинний вміст води в рідині; р

, р

- густини відповідно

нафти, води

газу, кг/м .

Нехтуючи взаємним ковзанням води і нафти, вважаємо, що

істинний вміст води в рідині фвр дорівнює витратному вмісту води в

рідині (Звр (обводненості продукції и

, яку визначено за умов потоку).

Величину істинного газовмісту ф можна визначити за залежностями,

наведеними раніше. Детальніший підхід приводить до складних

розрахункових формул.

Для розрахунку газоводонафтових потоків можна рекомендувати

розглянуті раніше розрахункові залежності В.О.Сахарова із

співробітниками, отримані на основі промислових даних за

обводненості продукції від нуля до 100% у широких межах зміни

З 3 3

дебітів (1...800 м /добу), питомої витрати газу (5...900 м /м ),

динамічного коефіцієнта в'язкості рідини (1...2000 мПа-с) для каналів

кругових (діаметр труб 0,035...0,076 м) та кільцевих (0,062x0,152м;

0,076x0,168 м; 0,076x0,232 м)

довжин труб 900...3600 м.

§ 6.8 Розрахунок розподілу тиску газорідинної суміші вздовж

піднімальних труб

Розподіл тиску можна розраховувати за формулами

(6.22),

(6.23) або

(6.24).

У разі висхідного руху газорідинної суміші в піднімальних

трубах тиск і температура зменшуються. Суміш рухається в напрямку

меншого тиску, а її температура зменшується в результаті неустале-

ного теплообміну з породами, що оточують стовбур свердловини.

353

Зміни тиску і температури супроводжуються змінами параметрів

газорідинної суміші (густини, в'язкості, газовмісту та ін.) і відповідно

складових рівняння руху. Тому рівняння (6.22) справджується для

елементарного піднімача

малої

довжини,

у межах якої можна вважати

параметри суміші незмінними.

Для реального (довгого) піднімача рівняння руху необхідно

записати в інтегральному вигляді, тобто виконати інтегрування

рівняння руху газорідинної суміші в межах усієї довжини L

піднімальних труб. Оскільки виконати інтегрування практично

неможливо через змінність термодинамічних умов потоку, розрахунок

зводиться до числового додавання всіх приростів тиску Ар; на кожній

ділянці Д/ піднімальних

труб,

тобто

Pl-P2 = Z

Pi, (6-45)

і=1

де

= LІ А/ - кількість ділянок (кроків) зміни довжини.

Чим більше п (менше А/), тим точнішим є розрахунок. Практика

розрахунків показує, що достатня точність забезпечується за кількості

розрахункових кроків п

10...

15.

Розрахунок виконують залежно від його мети за принципом "зверху

вниз"

або "знизу вверх". Тоді шуканий тиск

Pl^Pl + LAPi (6-46)

і=1

або

Р2=Рі-Е4Рі- (6-47)

і=\

354

Початкові умови - це тиск і температура на викиді

(р2,

Ті) або біля

башмака піднімальних труб (р\, Т\). У розрахунках доцільніше

задавати крок зміни тиску Ар і обчислювати приріст довжини L\ між

двома перерізами труб з тисками на кінцях р,_

і р, {р, -

/>,_,

± Ар),

тобто

(ФЬ)^

(648)

Параметри суміші визначають за середніх арифметичних значин

тиску рі = (РІ-І

РІ

)

температури Т

(7/_і + 7}) / 2.

Температуру в будь-якій точці піднімальних труб можна

розрахувати з різним ступенем наближення. її можна визначити,

наприклад, згідно з рівнянням геотерми (див. § 1.2) або за

інтерполяційною формулою:

+{Ті-Т

)

Р1

• (6.49)

РІ-Р2

Тисками р\ або р2 можна наближено задаватись, а залежність

температур Т\ і Tj подати у вигляді формули:

7і=Г

+Г

2, (6.50)

де Г

температурний градієнт

потоку,

який визначається залежно

від геотермічного градієнта, витрати рідини та діаметра труб, К/м; z -

відстань від викиду піднімальних труб до точки з температурою Т\, м.

Зазначимо, що зміна температури неістотно впливає на результати

розрахунку.

Отже, маючи приріст довжини і тиск, будують криву розподілу

тиску/>(z) вздовж піднімальних труб.

355

Приклад. За методикою В.О.Сахарова встановити розподіл тиску вздовж

колони НКТ. Визначити глибину L, де тиск рі=12 МПа. Вхідні дані: дебіт

розгазованої рідини

<7о=150

м /добу; питома витрата запомповуваного газу

3 3 З

R(han=90

м /м ; сЮ,0635

м; д?=1

МПа; р

го

=1Д6 кг/м ; геотермічний градієнт

,Г

=0,0255 К/м;

=10

м; експериментальні дані визначення питомого об'єму

газу, що виділився, К

ге

, об'ємного коефіцієнта Ь

, густини р

і динамічного

коефіцієнта в'язкості нафти (і

, коефіцієнта стисливості газу z

, поверхневого

натягу а взяти

роботи [6, табл.5.4].

0 5 10

МПа

500

1000

1500

2000

2500

Рисунок

6.5-

Крива розподілу тиску вздовж

піднімальних труб

Розв'язування. Згідно з діаграмою, поданою в [6], для д'о

150м

/добу за

Г,=0,0255 К/м знаходимо Гі,=0,0165 К/м. Візьмемо L=3000 м. На цій глибині

згідно з геотермою (див. § 1.2) температура 7'

=280+0,0255-3000=356,5 К. Тоді

з формули (6.50) маємо Г

=356,5-0,017-300О=305,5 К.

Задаємося кроком зміни тиску Др=1 МПа. Тоді кількість кроків

п=(12-1)/1=11,

а кількість тисків, які задаються, 11+1=12. Розрахунок

виконуємо за принципом "зверху вниз".

356

На кінці першого кроку за формулою (6.50) знаходимо:

Ря\)=Р2+ Ар =

= 2 МПа;

7^,= 305,5+ (356,5 305,5)lzl

зю,1 К.

12-1

Середні значини для першого кроку: р\

= (1

+2)/2= 1,5 МПа;

Т\ =

(305,5 +310,1) /2 = 307,8 К. Визначаємо витрати рідини та газу:

<7,=

qj}„ 186400=150-1,03 / 86400=0,00178 м

/с,

v,=(v

rB + Ro

)-^_^£оІ

= (б4 + 9

о)

° °-

"•'

°М

о,о

/с

\'ч и,ап '

864

00 Т

рі 86400 273 1,5

деро - тиск за стандартних умов, Па;

- температура за таких же умов, К.

Дальше виконуємо обчислення:

4(0,00178

0,0178)

3,14 0,0635

6,18 м/с;

0,00178

0,0178

Pr=Pro

_Zb£L

= li26

?2Ні1_

18і84

кг/м

;

Ц 0,89-0,1-307,8

6,18-0,0635-829

= r = 32210;

10,M0"

= = 61,3;

9,81 0,0635

22•10

-3

We = . =

1,1-10

;

(829-18,84)

•

6,18

•

0,063 5

Ku =

829 6U

=2388;

829-18,84

\»,25

+ 0,13

2388 829-18,84

•

0,9 „ , / 68 „ 10^ V

—

+ 0,11

=0,033;

1,13-2388

829 61,3

1,32210

0,0635j

357

Pp =829 (1-0,9)+ 18,84-0,9 = 99,85 кг/м

Тоді за формулою (6.49) знаходимо:

2 Л

Ар/

Ц =99,85-9,8

,+о,озз

2-9,81 0,0635

= 1970,3 Па/м,

звідки за Др=10 Па довжина першого кроку L\ = = 507,5 м.

Аналогічно виконуємо розрахунки для інших інтервалів і визначаємо

L= XL,=2880 м.

/=1

Криву розподілу тиску вздовж піднімальних труб зображено на рис.6.5.

Контрольні питання

Чому крива ліфтування газорідинного піднімача, схему якого показано

на

рис.6.1,

відтинає відрізок на осі витрати газу, тобто не виходить з початку

координат?

Поясніть, як змінюється тиск, який створюється стовпом газорідинної

суміші, за збільшення: а) поверхневого натягу на межі поділу "нафта-газ";

б) відношення густини газу до густини рідини; в) швидкості руху суміші.

Поясніть, як змінюється втрата тиску газорідинного потоку на тертя за

збільшення: а) динамічного коефіцієнта в'язкості рідини; б) поверхневого

натягу на межі поділу "нафта-газ".

Охарактеризуйте принцип розрахунку тиску на виході з піднімальних

труб, якщо відомим є тиск газорідинної суміші на вході в піднімальні труби.

358

Глава 7. ФОНТАННА ЕКСПЛУАТАЦІЯ СВЕРДЛОВИН

Явище піднімання рідини з вибою на поверхню за рахунок

пластової енергії називають фонтануванням свердловини, а спосіб

експлуатації-

фонтанним.

7.1

Типи фонтанних свердловин, види й умови фонтанування

На підставі рівняння (1.19) балансу енергії у видобувній

свердловині аналогічно формулі (6.22) можна записати рівняння

балансу

тисків у

фонтанній

свердловині:

-Р2=Рстф

+А

Рт+

Рт> (

7Л

)

де р

- вибійний тиск (звичайно береться на рівні середини інтервалу

продуктивного пласта), Па; рі - тиск на гирлі (викиді) свердловини

(гирловий тиск), Па; р„ ф - гідростатичний тиск стовпа флюїдів

(у заіиаьному випадку - нафти, води, газу) у свердловині, Па;

Isp^

- втрата тиску на гідравлічний опір (тертя), Па;

Ар-

- втрата тиску

на інерційний опір (нехтують через малу величину), Па.

Види фонтанування

типи фонтанних свердловин

Залежно від співвідношення тисків вибійного р

і гирлового р2 із

тиском насичення нафти газом р

(від місцезнаходження початку

виділення газу з нафти) можна відокремити два види фонтанування і

відповідні їм три типи фонтанних свердловин.

Першому типу

свердловин

відповідає

артезіанське фонтанування

ІРв

Рн, Р2^Рн), коли фонтанування відбувається за рахунок

ітдростатичного напору (рис. 7.1, а). У свердловині спостерігається

359

звичайне переливання рідини, рухається негазована (без вільного газу)

рідина (аналогічно артезіанським водяним свердловинам).

У затрубному просторі між насосно-компресорними трубами 1 та

обсадною експлуатаційною колоною труб 2 міститься рідина, у чому

можна переконатися, відкривши, наприклад, триходовий кран під

манометром, який показує затрубний тиск Рзатр- Газ виділяється з

нафти за межами свердловини у викидній трубі.

Другому типу свердловин відповідає газліфтне фонтанування з

початком видічення газу у стовбурі свердловини (р

>р

№

Р2

Ри)

(рис.

7.1,

б). У пласті рухається негазована рідина, а у свердловині -

газорідинна суміш (на

рис.

7.1,

б показано усталений стан). Якщо тиск

біля башмака НКТрі >р

, то в затрубному просторі на гирлі міститься

газ і затрубний тиск звичайно невеликий (0,1...0,5МПа). Оскільки

рі>р

р2,

то в міру піднімання нафти тиск знижується,

збільшується кількість вільного газу, газ розширюється, зростає

газовміст потоку, тобто фонтанування відбувається за принципом

роботи газорідинного піднімача.

Третьому типу

свердловин

відповідає газліфтне фонтанування з

початком виділення газу в пласті (р

<р

, Рі

Ри) (Р

ис

- 7.1, в).

У пласті рухається газована рідина, на вибій і до башмака НКТ

надходить газорідинна суміш. Після початку припливу основна

маса газу захоплюється потоком рідини і надходить у НКТ. Частина

газу виділяється (сепарується) і надходить у затрубний простір, де

газ барботує у відносно нерухомій рідині. У затрубному просторі

накопичується газ, рівень рідини знижується і сягає башмака

НКТ.

плином часу настає стабілізація і за

<р

рівень рідини завжди

встановлюється біля башмака НКТ. Затрубний тиск газу,

360