Баланс энергий работающей скважины при различных способах эксплуатации

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.

Источник

Баланс энергии в добывающей скважине

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на дневную поверхность жидкости или газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого можно сформулировать основную задачу эксплуатации скважин — осуществление процесса

подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и по возможности бесперебойно. Этот процесс может протекать следующим образом:

1. За счет природной энергии Wп.

2. За счет энергии, искусственно вводимой в залежь или скважину с поверхности, Wи.

3. За счет природной и искусственно вводимой энергии Wп + Wи.

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 жидкости или газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на подъем пластового флюида от забоя до устья скважины (полезная энергия) W_ПОЛ.

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование (в скважине), Wдc.

3. Потери энергии за счет поддержания некоторого противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным коммуникациям, Wу

Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости или смеси за пределы устья скважины. В общем виде баланс энергии работающей скважины можно записать так:

Примем процесс изотермическим:

Для 1 тонны флюида, с учетом изотермичности процесса:

G_ЭФ – средний объем выделившегося газа вдоль газожидкостного подъемника.

Где: R₀ – удельный расход вводимого газа;

P₀ – устьевое (буферное) давление;

P₁ – давление в точке подачи газа.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Баланс энергии в скважине и виды фонтанирования

Подъём жидкости на поверхность происходит за счёт пластовой энергии либо за счёт пластовой и искусственной.

Энергия расходуется в стволе скважины:

на преодоление силы тяжести гидростатического столба жидкости с учётом противодавления на устье;

на преодоление сил трения;

местные давления и на преодоление инерционных сил;

Баланс энергии записывается в следующем виде:

E пл + E и = E ст + E тр + E м + E ин (8)

Когда скважина перестаёт фонтанировать, её переводят на другой метод эксплуатации – газлифтный, насосный.

При механизированых способах и при газлифте нефть поднимается только на определённую высоту, которая меньше глубины скважины.

Для подъёма жидкости до устья при данных способах в скважину вводят дополнительную энергию:

при газлифте – энергия сжатого газа;

при насосном – энергия придаваемая насосом.

По мере подъёма жидкости по стволу скважины снижается давление, выделяется растворимый газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС). Газ выполняет работу по подъёму жидкости в трубах.

Выразим уравнение баланса энергии в скважине через силы гидродинамического давления.

V см (Р 1 -Р 2 ) = V см ∆Р ст + V см ∆Р тр + V см ∆P ин (9)

Разделив уравнение на Vсм, получим баланс давлений в скважине: Р 1 -Р 2 = ∆Р ст + ∆Р тр + ∆Р ин где Р 1 – забойное, а Р 2 – устьевое давления.

1) Артезианское фонтанирование:

2) Газлифтное с выделением газа в стволе.

3) Газлифтное с выделением газа в пласте.

Фонтанирование скважин под действием гидростатического напора

Условие фонтанирования скважин записываются в виде:

При установившемся движении жидкости забойное давление уравновешивается давлением

столба жидкости в скважине + давление созданное на устье и + давление необходимое для преодоления трения.

Источник

25. Баланс энергий работающей скважины по различным способам эксплуатации.

Приток жидкости и газа к скважинам обусловлен разностью пластового и забойного давлений. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии W_вп поступающих к забою жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину с дневной поверхности энергии W_из. Чтобы обеспечить движение смеси в промысловых трубопроводах, на устье скважины поддерживают то или иное противодавление.

W₁ — Энергия затраченная на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины, W₂ – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование, W₃ – энергия, уносимая струей жидкости за пределы устья скважины.

Если подъем смеси от забоя на дневную поверхность осуществляется только за счет природной энергии (W_из=0), то эксплуатация называется фонтанной. При W_из0 – механизированная добыча нефти.

Потенциальная энергия 1т. жидкости (W_Ж), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости на высоту h от забоя скважины W_Ж =9,81*10 3 h

Энергия свободного газа W_Г при изотермическом процессе его расширения

G₀— Объем газа, поступающего к забою скважины в свободном виде с 1 т. жидкости, p₀, p_заб— атмосферное и забойное давления соответственно.

Выражение для энергии газожидкостной смеси w1, расходуемой на подъем 1 т. Жидкости при изменении давления от pзаб до pу

где А – энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от p_заб до p_у.

Очень 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.

26. Глушение скважин

Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта.

При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление нефтегазоводопроявлений и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Основными компонентами жидкости глушения являются:

— соли – для снижения интенсивности набухания глин;

— полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости;

— твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов.

— ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.

Плотностью жидкости подбирается таким образом, чтобы забойное давление на 5-10% превышало пластовое.

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Источник

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: 8130 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник