|
|
Условия движения нефти, газа и воды в вертикальных трубахСтр 1 из 5Следующая ⇒ Условия движения нефти, газа и воды в вертикальных трубах Два условия: 1) Рзабойное>Рустьевое; 2) Структуры: - эмульсионная, пузырьковая, пенная (v<0.4м/с) - четочная, пробковая, снарядная (0.4-1.2) - стержневая, кольцевая, туманная (>1.2)
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. E=P*V Епласт = Егидр.столба + Егжс + Етрения гидр.ст. +Етр.гжс + Ру +Рсбора. Способы эксплуатации: 1. Фонтанный; 2. Механизированный а) газлифтный; б) насосный (ШСН, ЭЦН, ЭВН, ЭДН, ГПН)
Физическая сущность, особенности и основные закономерности движения ГЖС.
подъем происходит из-за газлифтный эффект- расстояние на которое поднялся столб жидкости за счет газа
в точки 1- в точки 2- в точки 3- в точки 4- оптимальный режим работы
Уравнения движения ГЖС. Опыты и формулы Крылова.
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. Рпл-Рзаб=аQ+bQ2 Рзаб = Рпл- аQ-bQ2
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.
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 Qn&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. Подбор УШСН Задача выбора насосного оборудования и режима откачки сводится к максимизации дебита скважины. Расчет максимально возможных отборов жидкости из скважины при сохранении достаточной надежности работы насосного оборудования определяется условием совместной работы системы пласт - насос - лифт:
Где:Qпл- пластовое давление; рза6 - забойное давление; Qп - фактическая подача насоса; Н - глубина спуска насоса по вертикали; ∆l - удлинение ствола скважины в месте подвески насоса (для наклонных скважин); qT - теоретическая подача насоса; η- коэффициент подачи насоса. Напорная характеристика ЦН Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения допускаемого содержания свободного газа у приема насоса: при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при газосодержании 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса. Отсутствие однозначных количественных ограничений на значение газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считают, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. Причина вредного влияния газа на работу насоса - нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальное значение свободного газосодержания на приеме ЭЦН - 30-40 %. Зная это, на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким значением газосодержания и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса Труба или несколько секций, длиной свыше 30 м, массой больше тонны. Ступень может дать напор в несколько метров столба. Поперечные размеры: диаметром: 86- 4, 92 – 5, 109- 5А, 114 – 6. ВОЛЬТЫ ПО КАБЕЛЮ: Диаметр круглого кабеля 35 мм. Есть бронированная обвертка. Площ.попер.сеч. 16 мм2 Диаметр плоского кабеля 17мм. Величина в 2 раза меньше, значит прочность меньше 125 В/км – допустимая потеря напряжения. ЭЦН 5А-400-1300 400 – номинальная производительность по воде м3/сут (производительность, которой соответствует максимальное значение КПД 1300 – номинальный напор м/ в столбе 5А- поперечные габариты насоса КПД установки 30-64 % Номинальный напор – максимальное значение КПД На рабочей зоне КПД изменяется незначительно (300 – 500 м3/сут) Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3 -3,5 Н. Поэтому для обеспечения напора в 800 - 1000 Н в корпусе насоса монтируют 150 - 200 ступеней. Диапазон напора ±25% от номинальных значений. Повышение вязкости и наличие Г в Н ведут к ухудшению напорной характеристики. 37. Зависимость напора, подачи и КПД насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивление потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, КПД насоса и повышает потребляемую мощность. При газосодержании на приеме насоса 5~7 % и менее влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию рекомендуется выполнять по номограммам П.Д. Ляпкова - В.П. Максимова для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03~ 0,05 см2/с. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса. Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется, как и для случая ШСН, по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения допускаемого содержания свободного газа у приема насоса: при газосодержании до 7 % напорная характеристика насоса не ухудшается; при газосодержании 7-20 % необходимо в расчет напора вносить поправку; при газосодержании более 30 % наблюдается срыв подачи насоса. Отсутствие однозначных количественных ограничений на значение газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считают, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. Причина вредного влияния газа на работу насоса - нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальное значение свободного газосодержания на приеме ЭЦН - 30-40 %. Зная это, на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким значением газосодержания и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса. Принципы подбора ЦН Подбор УЭЦН к скважине следует начинать с установления оптимального значения дебита, рассчитываемого из условий геологического, технологического и технического порядка: прочность породы пласта, цементного камня, возможность разгазирования нефти, обводненность продукции, парафинообразование и т.д. Принципиальное значение имеет параметр забойного давления, устанавливаемого в скважинах с точки зрения поддержания оптимальных условий разработки объекта. Этот параметр, как известно, обосновывается в проектах разработки месторождения. Зависит от напорной характеристики скважины, насоса и КПД насоса. Глубина установки насоса: при работе насоса он всегда должен находится в жидкости. Глубина установки должна быть на 150 м ниже уровня жидкости, концетрация газа не должна превышать нормы по паспорту но не больше 25%, можно предусмотреть насос с газовым сепаратором, необходимо знать температуру т.к. насосы имеют ограничения по температуре. Эксплуатация скважин УЭВН Установка насосная винтовая скважинная предназначена для принудительной добычи нефти из скважин. Винтовой насос обеспечивает добычу жидкости различных качеств: от наименьшей вязкости до наибольшей (тяжелая нефть), от чистой нефти до нефти, загрязненной абразивными материалами, имеющимися в скважинах. Винтовой насос не реагирует на высокие значения газового фактора, успешно перекачивает двухфазные (нефть-газ) системы. Температура перекачиваемой жидкости до 90°С. Эти насосы применяются гораздо реже чем ШСН и УЭЦН. Винтовой насос состоит из ротора в виде простой спирали {винта} с шагом Полости сформированные между статором и ротором разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью. Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи. Эксплуатация скважин УГПН. Гидропоршневыми насосными установками называют гидроприводные установки с наземным силовым насосом и скважинным агрегатом, состоящим из непосредственно соединенных поршневого насоса и поршневого гидравлического двигателя с золотниковым механизмом. Гидропоршневой насос может обеспечить подачу жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) при достаточно высоком КПД до 0,6. Работа гидропоршевой установки происходит следующим образом Рабочая жидкость, нагнетаемая с поверхности силовым насосом, подается через трубопровод в гидродвигатель насоса. Под давлением рабочей жидкости поршень двигателя совершает возвратно-поступательные движения, приводя в движение жестко связанный с помощью штока поршень насоса. В качестве рабочей жидкости гидропривода обычно используют нефть, очищенную от свободного газа, воды и механических примесей и обработанную, если это необходимо, химическими веществами -деэмульгаторами, ингибиторами и т.п. Применяют также воду со специальными добавками. Эффект применения этих насосных установок состоит в отсутствии штанг и кабеля, что существенно для наклонно направленных скважин, а также в отсутствии спуска-подъема НКТ, так как глубинный агрегат может быть сбрасываемого типа. Поднимают агрегат давлением рабочей жидкости из кольцевого пространства. Борьба с пульсацией. Воронка – нижняя часть НКТ имеет короткое окончание максимально большого диаметра для того чтобы газ не уходил в затрубье либо каналы в НКТ выше чем башмак, установка пакера, установка клапанов вместо отверстий в НКТ Механизм парафинизации. Температура начала кристаллизации. Неровность, шероховатость поверхности оборудования. При температуре ниже температуры парафин. Появляются достаточно большие кристаллы парафина. Термин парафин – собирательной, который включает с точки зрения состава нефти асфальто-смолопарафинистые вещества. Все начинается из-за того что при определенной температуре некоторые компоненты нефти начинают кристаллизоваться. Если нефть состоит только из алканов то в начале выделются большие углеводороды а потом и более простые. Процесс когезии (объединения, увеличения частиц парафина) и адгезии (нарастание парафина) Методы удаления песка Промывка, применение хвостовиков(НКТ маленького диаметра, находится ниже насоса, прием насоса – башмак хвостовика) удаление – чтобы не скапливался на забое. Применение песочных якорей, применение полых штанг. Условия движения нефти, газа и воды в вертикальных трубах Два условия: 1) Рзабойное>Рустьевое; 2) Структуры: - эмульсионная, пузырьковая, пенная (v<0.4м/с) - четочная, пробковая, снарядная (0.4-1.2) - стержневая, кольцевая, туманная (>1.2)
  Что делать, если нет взаимности? А теперь спустимся с небес на землю. Приземлились? Продолжаем разговор...  Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...  ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...  ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|
; 
, 
< 
Рис.1(32). Газлифтная кривая 
> 
; 
; 
;
.
Рис.2(32). 
; оптимальный режим-режим max КПД.
Рис.3(32).
Рис.4(32). 
- погружение башмака колонны под динамический уровень.
– суммарные потери напора на единицу длины
– удел. потери напора на скольжение
– удел. потери на трение
, где 
– коэф. растворимости газа, n – обводненность.
и статора в виде двойной спирали с шагом 
, в два раза превышающим шаг ротора. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора, длина шага статора и эксцентриситет (расстояние между осями статора и ротора).