книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений
..pdfВ лабораторных условиях величину ф можно определить, например, методом отсечек (одновременным отсечением смеси в трубе на ее концах). Для перехода к измеряемым в промыс ловых условиях параметрам вводят понятие объемного расход ного газосодержания потока
P= w (q+ V), |
(6.30) |
где V, q — расходы газа и жидкости |
(при условиях определе |
ния р). Для связи ср и р исходят обычно из модели потока дрейфа, записывая истинную линейную скорость газа в виде:
wr— V |
V_ |
q + V w0, |
(6.31) |
fr |
Я>/ |
f |
|
где Wo — превышение линейной скорости газа wr над скоростью смеси wCK={q+V)/f (относительная скорость скольжения газа). Коэффициент Лск характеризует неравномерный профиль скорости по радиусу трубы, а также возможное увеличение истинного газосодержания у стенки трубы (образование так называемого «газового подшипника» при выделении газа из жидкости). Преобразуя уравнение (6.31) находим
Ф = ______ В_____ |
(6.32) |
Лек+ («'о/и'см) |
|
Теоретически определить Wo и Лек не представляется воз можным, поэтому зависимость ф(Р) устанавливают по экспери ментальным данным. Отметим, что поскольку Ш о > 0 (д о г > * ® см ), то ф<р. Чем больше относительная скорость газа, тем меньше Ф, т. е. поток утяжеляется (увеличивается плотность смеси).
Разные исследователи при обработке экспериментальных данных предложили свои расчетные зависимости. Так, в ран них работах А. П. Крылов установил для водовоздушных сме сей, что Аск=1 и о>о = 1 м/с. В более поздних работах А. П. Крылова и Г. С. Лутошкина для смесей воздуха с жидко стями, отличающимися от воды по физическим свойствам, было
получено, что АСк = 1 , а |
при пузырьковой структуре, |
когда V< |
|||||
■^CVrvp, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
w0= 0,293 |
о/ов |
|
|
(6.33) |
|
и при пробковой, когда V>Vr«p, |
|
|
|
|
|
||
|
0,767(?Vv |
, 1.27? |
, |
0,12 л / Т |
7/ |
|
(6.34) |
w° - |
S |
+ ~ i r ~ |
+ — |
a / a B |
|||
|
|
|
|||||
где OB— поверхностное |
натяжение |
на границе |
вода—воздух; |
||||
Кгкр — критический расход газа: |
|
|
|
|
|
||
|
УгкР= 1 ,7 5 № 5 + 1,25?. |
|
|
(6.35) |
|||
221
В нефтепромысловой практике ввиду условности выделения структур зачастую ограничиваются зависимостью, предложен ной А. А. Арманд и Е. И. Невструевой при Лск=1, Wo=0,2wcm Р^0,9:
ср = 0,833(3. |
(6.36) |
Можно рекомендовать зависимость, которую |
получили |
В. А. Сахаров, А. В. Воловодов и М. А. Мохов, обрабатывая данные по многим скважинам различных месторождений в ши роком диапазоне изменения параметров. Они установили, что Аск= 1)13 и
где Ки — критерий Кутателадзе; FrCM= ayCM2/ (gd) — критерий Фруда смеси; We = a/[(p — рг) ^ 2см^] — критерий Вебера. Отме
тим, что критерий Фруда |
выражает соотношение сил инерции |
и сил тяжести, критерий |
Вебера — сил поверхностного натяже |
ния и инерции, а производный критерий Кутателадзе является мерой сил тяжести, подъемной силы и сил поверхностного на тяжения.
Потери давления на трение
Потери давления на трение при движении газожидкостной смеси больше, чем при движении однородной жидкости. Име ется много расчетных формул, например,
|
|
|
Аргр = Ар0 —— — |
|
(6.38) |
||
|
|
|
|
|
(1— Ф)"' |
|
|
где Дро — потери |
на трение |
из расчета |
движения только одно |
||||
родной |
жидкости |
(определяются по |
формуле Дарси—Вейс- |
||||
баха); |
срм = Ург/(Крг+ р р )— массовое газосодержание; П\, п2— |
||||||
эмпирические коэффициенты, |
принимающие |
значения: nj = 1,53; |
|||||
«2 = 0 по А. А. Арманду (при ф^0,9) |
или |
«1 = 2; «2=1,75 по |
|||||
Леви. |
|
|
С. Лутошкина и А. П. Крылова |
||||
По данным Г |
|
||||||
Дртр |
9,25 10-’ |
V2 4 |
0,81 • Ю-3 у'ТЙГ |
q'K+tnrpiVq)**, |
|||
|
d 16/3 |
d 4.75 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
(6.39) |
где и* — вязкость жидкости, мПа • с; |
«!тр = 1,1 • 10~3d~s У pp«oa5 |
|||
Kd — коэффициент, зависящий от диаметра трубы: |
||||
с/, мм |
40.3 |
50.3 |
62 |
75,9 |
Kd |
1,06 |
0,87 |
0,73 |
0,65 |
Гидродинамическая сложность движения газожидкостной смеси обусловила его описание на основе разных упрощенных моде лей. Выше рассмотрены основные положения некоторых мето дик, базирующихся на модели дрейфа. Для расчета необходимо иметь две экспериментально определяемые величины: истинное газосодержание и коэффициент, характеризующий гидравличе ское сопротивление движению смеси. На основе гомогенной мо дели, представляющей обе фазы как гомогенную (однородную) фазу, потери давления на скольжение газа и на трение харак теризуются одним опытным (корреляционным) коэффициентом, согласующим результаты расчета с данными фактических изме рений. Тогда уравнение (6.24) при пренебрежении Ар,ш записы вается в виде:
|
= |
+ |
= |
|
|
(6.40) |
где |
рр = р (1 — Р) -fpr|J—расходная плотность |
смеси: |
A,K= A,CK+ |
|||
+ХСМ— коэффициент суммарных потерь давления на |
скольже |
|||||
ние |
(Я,ск) и трение |
(Я,см). |
|
рр = MCM/Vсм; А4СМ= |
||
В методике Ф. Поэтмана и П. Карпентера |
||||||
= Рнд + РгоС0 + рВдОв; |
VcM = b„+brVrc-\-bBGa, |
а |
Хи определяется |
|||
по графику в зависимости от числа Рейнольдса (характеризует
соотношение сил инерции и трения) |
или по аппроксимирующей |
|||||
формуле В. И. Щурова: |
|
|
|
|
|
|
^ = « Р [45,27 (1 + |
|
|
- |
40,78], |
(6.41) |
|
где Мсм, Уем — удельные масса |
и |
средний объем смеси, |
т. е. |
|||
масса смеси |
(нефти, газа и воды) |
и ее объем, отнесенные к еди |
||||
нице объема |
дегазированной нефти; |
рнд, pro, |
рвд— плотности |
|||
нефти, газа |
и воды при стандартных |
условиях: G0, GB, |
Угс — |
|||
газовый фактор, водный фактор и количество свободного газа; Ьп, Ьг, Ьв — объемные коэффициенты нефти, газа и воды; С?д— дебит товарной (дегазированной) нефти, т/сут.
В. А. Сахаров, А. В. Воловодов и М. А. Мохов на основе промысловой информации по скважинам отечественных место
рождений установили, что |
|
|
|
|
Як — А-ск + ХСм — 1 +0,13Ки |
р — рг |
2Р |
-0,11 X |
|
1+ |
1,13Ки |
Р |
Frc |
|
X I |
68 , |
6щ v0,25 |
|
(6.42) |
Rec |
~т~ |
|
|
|
где RecM=wCMdp/]im— критерий Рейнольдса смеси; еш — экви валентная шероховатость внутренней поверхности трубы.
Погрешность р-асчета давления в газлифтных скважинах Правдинского месторождения (Западная Сибирь) по этой методике оказалась значительно ниже (по данным авторов ±4,5 %), чем по методике Поэтмана—Карпентера.
Особенности расчета кольцевых потоков
П. Баксендэл распространил методику Поэтмана—Карпен тера на потоки в кольцевых каналах. Для этого в уравнении (6.40) вместо d подставляется гидравлический диаметр канала
dr = 4/к |
—dK rfj, |
(6.43) |
Л(^К ~1~^т)
апри расчете wCM— используется эквивалентный диаметр ка нала
4 к о = |
= V 4 - 4 , |
(6 .4 4 ) |
где /к— площадь кольцевого сечения; 5 С— смоченный периметр сечения; dK, dT— диаметры соответственно внутренний эксплуа тационной колонны и внешний НКТ. В зарубежной практике для расчета кольцевого потока еще в уравнениях для круговых каналов, куда входит диаметр в первой степени, его заменяют на (dK— dT), а вместо ds подставляют выражение (dK+dT) 2X X {di<— dT)3, хотя проверка этого на основе промысловой прак тики фактически не проводилась. Отметим, что многие газлифт ные скважины на нефтяных месторождениях Западной Сибири эксплуатируются по затрубному (кольцевому) пространству.
Особенности расчетов движения газоводонефтяной смеси
По мере разработки залежей продукция нефтяных скважин об водняется, образуются газоводонефтяные смеси. Структуры и закономерности движения таких трехфазных смесей еще слож нее, чем газожидкостных. Нефть и вода как несмешивающиеся фазы образуют смеси (эмульсии) прямого (нефть в воде — Н/В)
или обратного (вода в нефти — В/Н) |
типа. Обращение |
(инвер |
сия) смеси наступает при объемном |
содержании воды |
в ней |
0,5—0,9, чаще 0,7. Поскольку плотность нефти рн обычно не сколько меньше плотности воды рв(рн <Р в), то нефть при дви жении может опережать воду. Зависит это от дисперсности, истинной доли фаз, скорости движения смеси. По степени дис пергирования внутренней фазы двухфазного водонефтяного по тока выделяют две структуры: а) капельную (К; капли диамет ром 0,5—2 см); б) эмульсионную (Э; то же 0,001—1 мм). Смесь
224
с первой структурой можно еще назвать неустойчивой эмуль
сией (фазы расслаиваются, нефть всплывает), |
а со второй — |
||
устойчивой. |
|
|
|
На структуру трехфазного газоводонефтяного потока суще |
|||
ственно влияет механизм |
образования |
смеси — выделение газа |
|
из жидкости (нефти) и |
ввод его извне. Пузырьки газа выде |
||
ляются преимущественно |
на границе |
раздела |
«твердое тело |
(поверхность труб, песчинки)— нефть» и «вода — нефть». В первом случае газовые пузырьки срываются с твердого тела и движутся в нефти, а во втором — они совместно с каплями воды образуют своеобразные конгломераты, относительная ско рость которых может быть положительной, отрицательной или нулевой (по сравнению со скоростью нефти). Подобное отмеча ется и при наличии капель нефти в воде.
По степени дисперсности внутренней жидкой фазы и
свободного |
газа |
(Г) |
соответственно |
выделяют |
капельно |
||
пузырьковую |
(КП), эмульсионно-пузырьковую |
(ЭП) |
и |
||||
эмульсионно-снарядную (ЭС) структуры. Карта |
идентифи |
||||||
кации |
(отождествления) |
структур приведена на |
рис. |
6.4, |
|||
где |3вж= QB/(<7н+<7в) — расходное содержание воды в жидкости; |
|||||||
q«, <7в — объемные расходы нефти и воды; |
FrcM= |
WcJ-yJgd — |
|||||
корень квадратный из параметра Фруда; |
шсм= (<7н+<7в+ V)ff — |
||||||
скорость смеси; |
V — объемный расход газа; f — площадь |
про |
|||||
ходного |
сечения |
трубы; |
<р=а>Гпр/(10см+а’о)— истинное объем |
||||
ное газосодержание потока; шгпр=К//: — приведенная |
скорость |
||||||||
газа; |
w0 = wr — wCM— относительная скорость |
газа |
(дрейфа |
||||||
фазы); |
шг=о;гпр/ф — истинная |
скорость |
газа; |
|
р — абсолютное |
||||
давление в потоке; |
o>Kpi = |
0,064-56^-s/gd |
— первая крити |
||||||
ческая |
скорость (линия раздела областей II |
и III при |
рВж ^ |
||||||
^0,5); |
wKP2 —0,487 л/gd |
— вторая критическая |
скорость |
(ли |
|||||
ния раздела областей |
I |
и II, |
а также |
областей IV |
и III при |
||||
Рвж>0,5); Рв= <7в/(<7н+<7в+К)— объемная расходная доля воды в потоке; g — ускорение свободного падения; d — диаметр подъ емных труб (для кольцевых и других каналов — гидравлический диаметр, равный отношению величины 4f к смоченному пери метру поперечного сечения канала).
Многообразие характеристик газоводонефтяных потоков су щественно усложняет их изучение. Плотность газоводонефтя
ной смеси |
|
Рем = pH = фн + рвфв~ь Ргф = [pH (1 —фвж) 4- Рвфвж] (1 —ф) “Ь ргф, |
(6.45) |
где фнфв, ф — истинные содержания нефти, воды и газа |
в по |
токе; фвж — истинное содержание воды в жидкости; рн, рв, рг— плотности нефти, воды и газа. Пренебрегая взаимным скольже
нием |
воды и нефти, можно принять, что истинное содержание |
|
воды |
в жидкости фвж равно расходному содержанию рВж |
(об- |
8 в. с. БоПко |
225 |
|
3 |
В/Н |
э |
Н /В |
|
Э П : (B + D / H |
З П .‘ ( н *г ) / в |
|
||
~ ЭС: (В+Г)'/Н |
з л : |
(н *г } / в |
~ |
|
|
X |
|
ш |
|
|
s |
j * |
* |
_ |
Puc. 6.4. Карта идентификации струК. турных форм водонефт^ного и водо- нефтегазс^ого восходдоих потоков в скважине (по П. Д, Дяпкову).
Структуры; эмульсионная (Э), эмульСН011_
но-пузырь^овая (ЭП), эмульсионно-снаряд ная (ЭС), капельная {fa, капельн0.Пузырьковая (КП); потоки? типа В/Н, (В4- +Г)/Н, Н/н, (Н+Г)/В. Двоеточие на р £ сунке обозначает принадлежность потоков к структуре
"^
_ К |
В / Н |
/ К |
Н /В |
К П :( В * Г ) / Н / |
К П : ( Н * Г } / В |
||
Ж/ ж
_________________JI___________
№1
водненности продукции пв, определенной при условиях потопа). Величину ф можно определить по рассмотренным выше зависи мостям. Более детальный подход приводит к сложным расчет ным формулам.
В настоящее время для расчета газоводонефтяных потоков можно рекомендовать изложенные выше расчетные зависимо сти В. А. Сахарова с сотрудниками, полученные на основе про мысловых данных при обводненности продукции от нуля до 100% в широких пределах изменения дебитов (1—800 м3/сут), удельного расхода газа (5—900 м3/м3), вязкости жидкости (1— 2000 мПа • с) для круговых (диаметр труб 0,035—0,076 м) и кольцевых (0,062x0,152 м; 0,076x0,168 м; 0,076x0,232 м) ка налов и длин труб от 900 до 3600 м.
§ 6.4. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ ПО ДЛИНЕ ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ
Расчет распределения давления можно выполнить по уравнению (6.24), (6.25) или (6.26). При восходящем движении газожид костной смеси в подъемных трубах давление и температура уменьшаются. Смесь движется в сторону меньшего давления, а температура ее уменьшается в результате неустановившегося теплообмена с окружающими ствол скважины горными поро дами. Их изменения сопровождаются изменениями параметров газожидкостной смеси (плотности, вязкости, газосодержания и / других) и соответственно составляющих уравнения движения. Поэтому уравнение (6.24) справедливо для элементарного подъ-
22G
емника малой длины в пределах которой можно принимать па раметры смеси неизменными.
Для реального (длинного) подъемника уравнение движения необходимо записать в интегральном виде, т. е. выполнить ин тегрирование уравнения (6.25) или (6.26). Так как интегриро вание уравнений движения газожидкостной смеси в пределах всей длины L подъемных труб практически невозможно с уче том изменяющихся термодинамических условий потока, то рас чет сводится к численному суммированию всех приращений давления Др* на каждом участке Д/ подъемных труб, т. е.
п |
|
Р1— рг= Т,Ьр1, |
(6.46) |
i—\ |
|
где n = Ljtsl — число участков (шагов) изменения |
длины. |
Чем больше п (меньше Д/), тем точнее расчет. Практика расчетов показывает, что достаточная точность достигается при /2=10—15. Расчет выполняют в зависимости от его цели по принципу «сверху вниз» или «снизу вверх», тогда искомое дав ление
|
Pi —Р2 + X &Pt |
(6.47) |
|
или |
|
|
|
|
Рз = Pi— £ A pt. |
(6.48) |
|
|
|
i = \ |
|
Начальные |
условия — это |
давление и температура |
на вы- |
киде (р2, Т2) |
или у башмака |
подъемных труб (pi, Ti). Предпо |
|
чтительней расчет выполнять по шагам изменения давления Ар и вычислять приращение длины Li между двумя сечениями труб с давлениями на концах р, - 1 и pi(pt= p i-i± A p ), т. е.
^ - |
г г ш г ^ р- |
(6-49) |
|
|
(dpldt) |
|
|
Параметры смеси определяют при среднем арифметическом |
|||
значении давления р,= (Pf-i+Pt)/2 |
и |
температуры 7 = |
|
= (7г_1 + 7,)/2. Температуру |
в любой |
точке |
длины подъемных |
труб можно рассчитать с различной степенью приближения. Ее
можно принять, например, либо по |
геотерме (см. § 3.6), |
либо |
по интерполяционной формуле |
|
|
7 = 7 г+ (71—Т 2) |
р~ р* . |
(6.50) |
|
Pi — Р2 |
|
Давлениями р\ или р2 можно приближенно задаться, а за |
||
висимость температур Т\ и Т2 представить формулой |
|
|
7 1 = 7 г+ Г„г, |
(6.51) |
|
8* |
|
227 |
|
1 0 р,мпа |
где рп — температурный |
градиент |
|
по |
|||||
|
|
тока, |
определяемый |
в |
зависимости |
от |
||||
|
|
геотермического |
градиента, расхода |
жид |
||||||
|
|
кости |
и диаметра труб |
[6]; г — расстоя |
||||||
|
|
ние от выкида подъемных труб до точки |
||||||||
|
|
с температурой 7+ Отметим, что изме |
||||||||
1000 - |
|
нение температуры мало влияет на ре |
||||||||
|
|
зультат расчета. Таким образом, имея |
||||||||
1500- |
|
приращения длины и давления, строят |
||||||||
|
кривую |
распределения |
давления |
p{z) |
||||||
|
|
вдоль подъемных труб. |
|
|
|
|||||
2000- |
|
Пример. По |
методике В. А. Сахарова |
с |
со |
|||||
|
трудниками установить |
распределение давления |
||||||||
|
|
|||||||||
|
|
по длине колонны НКТ. Определить глубину L, |
||||||||
2500- |
|
где Pi = 12 |
МПа. Исходные данные: дебит |
дега |
||||||
|
зированной жидкости р0=150 м3/сут, удельный |
|||||||||
|
|
расход |
закачиваемого газа /?0зак=90 м3/м3; |
d= |
||||||
|
|
= 0,0635 м; |
рг=1 |
МПа; |
рг 0=1,26 кг/м3, геотерми |
|||||
|
|
ческий |
градиент |
Г=0,0255 К/м; еш = 10-4 м; |
экс |
|||||
|
|
периментальные |
данные |
определения удельного |
||||||
Рис. 6.5. Кривая распре |
объема |
выделившегося |
газа |
VTв, объемного |
ко |
|||||
деления давления |
вдоль |
эффициента bн, плотности рн и вязкости нефти |
||||||||
подъемных труб |
|
рн, коэффициента сверхсжимаемости газа zr, по |
||||||||
|
|
верхностного натяжения а принять по табл. 5.4 |
||||||||
Решение. По |
|
работы |
[6]. |
|
|
|
при |
Г=0,0255 К/м |
нахо |
|
диаграмме [6] для q0= 150 м3/сут |
||||||||||
дим Гп = 0,0165 К/м. Ориентировочно задаемся |
L=3000 |
м, где Pi = 12 МПа. |
||||||||
На этой глубине согласно геотерме |
(см. § 3.6) |
температура Т\ = 280+0,0255X |
||||||||
Х3000=356,5 К. Тогда из |
формулы |
(6.51) |
имеем Г2=356,5—0,017 • 3000= |
|||||||
= 305,5 К.
Задаемся шагом изменения давления Ар=1 МПа. Число шагов будет
п=( 12—1)/1 = 11, а число |
|
задаваемых |
давлений: |
11 + 1 = 12. |
Расчет |
выпол |
|||
няем по принципу «сверху — вниз». На |
конце первого шага |
находим: |
Р гт= |
||||||
=р2+Др=1 + 1= 2 МПа; |
Гг(1)=305,5+ (356,5—305,5) |
2 — 1 |
=310,1 |
К [по |
|||||
формуле (6.51).] Средние значения для |
|
|
|
12— 1 |
|
||||
первого шага: pi = (1 +2)/2= 1,5 МПа; |
|||||||||
Т\—(305,5+310,1 )/2=307,8 |
|
К. Определяем расходы жидкости и газа: qx= |
|||||||
= <7о&п/86400= 150 • 1,03/86400=0,00178 м3/с; |
|
|
|
|
|||||
|
|
|
^Р1 |
= |
(64 + 90) X |
|
|
|
|
150 0,89-0,1-307,8 |
= 0,0178 |
м®/с, |
|
|
|
||||
86400 |
|
273-1,5 |
|
|
|
|
|
|
|
где ро, Т0— давление и температура при стандартных условиях. |
|
||||||||
Дальше вычисляем: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
_ |
4(0,00178 + |
0,0178) = |
6,18 |
м/с; |
|
|
|||
|
|
3,14-0,0635* |
|
|
|
|
|||
Р = |
|
0,0178 |
= 0,9; |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
0,0178 + 0,00178 |
|
|
|
|
|||
T0pj |
= |
, ое |
|
273-1,5 |
= 18,84 кг/м8; |
|
|||
|
|
1,26 |
|
0,89-0,1-307,8 |
|
||||
Рг = Pro“ ZrPoTi |
|
|
|
|
|
||||
|
|
ReCM= - 6-18:0;0635;829 |
= |
32210; |
|
|||||
|
|
|
|
10,1•IO- |
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Frc |
6,182 |
|
61,3; |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
9,81-0,0635 |
|
|
|
|
||
W 8 = |
■ |
|
2210-» |
|
|
= |
1,1 • 10-5; |
|
||
(829 — 18,84) 6,182-0,0635 |
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
Ku |
|
|
|
829 |
|
61,3 |
|
-= 2388; |
|
|
|
|
- |
829— 18,84 |
1,1-10"5 |
|
|||||
- V |
|
|
||||||||
XK= |
|
1 + 0,13-2388 |
829— 18,84 |
2-0,9 |
|
|||||
|
|
+ |
1,13-2388 |
829 |
|
|
61,3 |
|
||
+ |
|
|
/ |
68 |
10lO”4- \0.,25 |
= |
0,033; |
|
||
0,111 --------- + |
2 ---------- I |
|
|
|||||||
^ |
|
|
V |
32210 ^ |
0,0635 ; |
|
|
|
|
|
P3 |
= |
829 (1 —0,9) + |
18,84*0,9 = |
99,85 кг/м3. |
|
|||||
Тогда по формуле |
|
|
|
|
|
|
|
/ |
6,182 |
\ |
(6.40) находим A/?/Li = 99,85-9,81 ( |
1+0,033 - |
)= |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
\ |
2-9,81-0,0635/ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10® |
|
= 1970,3 Па/м, откуда длина первого шага приЛр=10®Па Li = 1970,3 «*507,5 м.
Аналогично выполняем расчеты для других интервалов и определяем
п
L = ^ L ( = 2880 м. Кривая распределения давления представлена на рис. 6.5.
Контрольные вопросы
1.Нарисуйте кривые лифтирования и объясните их характер.
2.Опишите структуры течения газожидкостной и газоводонефтяной
смесей.
3.Что понимают под истинным и расходным газосодержаниями потока? Покажите связь между ними.
4.Как рассчитать потери давления, связанные с гидростатическим стол бом жидкости и трением?
5.Объясните сущность расчета потерь давления с использованием кор реляционного коэффициента.
6.Расскажите о принципе расчета распределения давления газожидкост ной смеси по длине подъемных труб.
Глава 7
ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Явление подъема жидкости с забоя на поверхность за счет пластовой энергии называют фонтанированием скважины, а способ эксплуатации — фонтанным.
§ 7.1. ТИПЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН, ВИДЫ И УСЛОВИЯ ФОНТАНИРОВАНИЯ
На основании уравнения (6.2) баланса энергии в добываю щей скважине аналогично формуле (6.24) можно записать урав нение баланса давлений в фонтанной скважине
Р з |
Р2 = |
РстфЧ - РгрЧ'РнН> |
|
(7*1) |
|
где Рз — забойное давление |
(принимается |
обычно на уровне |
|||
середины интервала |
продуктивного пласта); рг — давление на |
||||
устье (выкиде) скважины (устьевое давление); |
рСТф — гидро |
||||
статическое давление |
флюидов |
(в общем |
случае |
нефти, воды, |
|
газа) в скважине; ртр— потери |
давления |
на гидравлическое |
|||
сопротивление (трение); рИн — потери давления на инерционное сопротивление (пренебрегают вследствие малости).
В зависимости от соотношения р3 и рг с давлением насыще
ния нефти |
газом рн |
(от местоположения начала выделения газа |
||
из нефти) |
можно |
выделить |
три вида фонтанирования |
и соот |
ветствующие им три типа фонтанных скважин. |
|
|||
Виды фонтанирования и типы фонтанных скважин |
|
|||
Первый тип — артезианское |
фонтанирование: р3> р н, |
рг^=Рн, |
||
т. е. фонтанирование происходит за счет гидростатического на
пора (рис. |
7.1, а). В скважине наблюдается обычный перелив |
|
жидкости, |
движется негазированная |
(без свободного газа) |
жидкость |
(аналогично артезианским |
водяным скважинам). |
В затрубном пространстве между насосно-компрессорными тру бами 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2 находится жидкость, в чем можно убедиться, открыв, например, трехходо вый кран под манометром, показывающим затрубное давление РзатрГаз выделяется из нефти за пределами скважины в вы кидной трубе.
Второй |
тип — газлифтное фонтанирование |
с началом выде |
|
ления газа |
в стволе скважины: р3^р » , р2<Рн |
(рис. 7.1, б). |
|
В пласте движется негазированная жидкость, |
а |
в скважине — |
|