Основы теории подъема жидкости в ГС

Учебное пособие, скважинная добыча нефти и газа

Учебное пособие, скважинная добыча нефти и газа.

Общая характеристика нефтяной залежи

1.1. Понятие о нефтяной залежи
1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

Источники пластовой энергии

2.1. Пластовые давления 2.1.1. Статическое давление на забое скважины 2.1.2. Статический уровень 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины 2.1.4. Динамический уровень жидкости 2.1.5. Среднее пластовое давление 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания 2.1.7.

Пластовое давление в зоне отбора 2.1.8. Начальное пластовое давление 2.1.9. Текущее пластовое давление 2.1.10. Приведенное давление 2.2. Приток жидкости к скважине 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений 2.4. Водонапорный режим 2.5. Упругий режим 2.6. Режим газовой шапки 2.7.

Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

Технология и техника воздействия на залежь нефти

3.1. Цели и методы воздействия 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды 3.2.1. Размещение скважин 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды 3.4. Водоснабжение систем ППД 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды 3.5.1. Водозаборы 3.5.2.

Насосные станции первого подъема 3.5.3. Буферные емкости 3.5.4.Станции второго подъема 3.6. Оборудование кустовых насосных станций 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа 3.9. Методы теплового воздействия на пласт 3.10.

Техника закачки теплоносителя в пласт

3.11. Внутрипластовое горение

Подготовка скважин к эксплуатации

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине 4.3. Техника перфорации скважин 4.4. Пескоструйная перфорация 4.5. Методы освоения нефтяных скважин 4.6. Передвижные компрессорные установки

4.7. Освоение нагнетательных скважин

Методы воздействия на призабойную зону скважины

5.1. Назначение методов и их общая характеристика 5.2. Обработка скважин соляной кислотой 5.3. Термокислотные обработки 5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов 5.6.

Техника и технология кислотных обработок скважин 5.7. Гидравлический разрыв пласта 5.8. Осуществление гидравлического разрыва 5.9. Техника для гидроразрыва пласта 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины 5.11.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

Исследование скважин

6.1. Назначение и методы исследования скважин 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах 6.4. Термодинамические исследования скважин 6.5. Скважинные дебитометрические исследования

6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

Основы теории подъема жидкости в скважине

7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы 7.1.4. К. п. д.

процесса движения ГЖС 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения 7.1.7. Структура потока ГЖС в вертикальной трубе 7.2. Уравнение баланса давлений 7.3.

Плотность газожидкостной смеси

7.4. Формулы перехода

Эксплуатация фонтанных скважин

8.1. Артезианское фонтанирование 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа 8. 3. Условие фонтанирования 8. 4. Расчет фонтанного подъемника 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления 8. 6. Оборудование фонтанных скважин 8.6.1.

Колонная головка 8.6.2. Фонтанная арматура 8.6.3. Штуцеры. 8.6.4. Манифольды 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение 8.8.1. Открытое фонтанирование 8.8.2. Предупреждение отложений парафина 8.8.3.

Борьба с песчаными пробками

8.8.4. Отложение солей

Газлифтная эксплуатация скважин

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации 9.2. Конструкции газлифтных подъемников 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) 9.4. Методы снижения пусковых давлений 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров 9.4.2. Последовательный допуск труб 9.4.3.

Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную 9.4.4. Задавка жидкости в пласт 9.4.5. Применение пусковых отверстий 9.5. Газлифтные клапаны 9.6. Принципы размещения клапанов 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта 9.8. Оборудование газлифтных скважин 9.9.

Системы газоснабжения и газораспределения 9.10. Периодический газлифт

9.11. Исследование газлифтных скважин

Эксплуатация скважин штанговыми насосами

10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи 10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН 10.3.1. Влияние газа 10.3.2. Влияние потери хода плунжера 10.3.3. Влияние утечек 10.3.4. Влияние усадки жидкости 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера 10.4.

Оборудование штанговых насосных скважин 10.4.1. Штанговые скважинные насосы 10.4.2. Штанги 10.4.3. Насосные трубы 10.4.4. Оборудование устья скважины 10.4.5. Канатная подвеска 10.4.6. Штанговращатель 10.4.7. Станки качалки (СК) 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками 10.5.1. Эхолот 10.5.2. Динамометрия ШСНУ 10.5.3.

Динамограмма и ее интерпретация

10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса 11.2. Погружной насосный агрегат 11.3. Элементы электрооборудования установки 11.4. Установка ПЦЭН специального назначения 11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН

11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

Гидропоршневые насосы

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса 12.2. Подача ГПН и рабочее давление 13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ 14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ 14.1. Общие принципы 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

Ремонт скважин

15.1. Общие положения 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин 15.3. Технология текущего ремонта скважин 15.4. Капитальный ремонт скважин 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах

15.6. Ликвидация скважин

Эксплуатация газовых скважин

16.1. Особенности конструкций газовых скважин 16.2. Оборудование устья газовой скважины 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава 16.4. Оборудование забоя газовых скважин 16.5.

Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны НКТ 16.5.2. Определение глубины спуска колонны НКТ в скважину 16.6.

Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

:

РЭНГМ → Транспорт нефти и газа-сбор и подготовка нефтепродуктов

РЭНГМ → Магистральные нефтепроводы

РЭНГМ → Скважинная добыча нефти. Статическое и динамическое давление.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. В.М. Муравьев

РЭНГМ → Сборник задач по технике и технологии нефтедобычи. Мищенко Т.М.

3700 просмотров

Источник: https://rengm.ru/rengm/uchebnoe-posobie-skvajinnaya-dobycha-nefti-i-gaza.html

Лекция 7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ГЖС ИЗ СКВАЖИНЫ

7.1. Баланс энергии в скважине.

7.2. Подъем жидкости за счет гидростатического напора

7.3. Подъем жидкости за счет энергии газа.

7.4. Движение газожидкостной смеси в реальном подъемнике.

7.1. Баланс энергии в скважине
Подъем жидкости из скважины может быть осуществлен за счет следующих видов энергии:

-за счет природной энергии, заключенной в нефтяном пласте – Wп

-за счет энергии, искусственно вводимой в залежь- Wn;

– за счет природной и искусственно вводимой – Wп+Wn.

Очевидно, что энергия, которой обладает жидкость в процессе ее движения, постепенно расходуется. Основными видами потерь энергии являются:

-потери на преодоление веса гидростатического столба жидкости –Wc;

-потери в насосно-компрессорных трубах и устьевом оборудовании при движении смеси – Wдс;

-потери на преодоление устьевого противодавления – Wу;

Таким образом, мы можем составить баланс энергии –W:

W=Wп+Wи=Wrc+Wдс+Wу (7.1)

Из чего складываются потери при движении ГЖС?

-потери на трение ГЖС в трубах Wтр, потери на трение, связанные со скольжением газа в жидкости Wск;

-потери в местных сопротивлениях (в муфтах, клапанах, штуцерах, задвижках) – Wмс;

-инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси Wин.

Экспериментальные исследования показывают, что величины потерь Wмс и Wин весьма малы и ими без ущерба для практики можно пренебречь.

Потенциальная энергия ГЖС, которой она обладает на забое скважины, складывается из энергии жидкости Wг. Так, для подъема, например, 1000 кг жидкости на высоту dh потребуется энергия:

Wж = 103dh кг*м=103gdh Дж (7.2)

Препарат давления на интервале dh составит

DP=Q1dhg , (7.3)

где Q1 – плотность жидкости с растворенным в ней газом.

Плотность жидкости с растворенным в ней газом зависит от давления и температуры. Количество выделяющегося из раствора газа G’0 зависит от газового фактора, коэффициента растворимости а:

В свою очередь зависит от Р и Т:

(7.4)

Вот как выглядят зависимости давления и температуры , полученные, полученные в скважине №1268 Туймазинского нефтяного месторождения (рис.7.1.) Считая процесс расширения газа в скважине изотермическим, можно написать уравнение количества энергии, поступившей из пласта на забой скважины

, (7.5)

где Рзаб – давление на забое; Р0 – атмосферное давление. Для подъема жидкости от забоя до устья уравнение количества энергии запишется так:

, (7.6)

где Ру – давление на устье.

(7.7)

Если этой энергии оказывается недостаточно для подъема жидкости, то возникает необходимость подачи ее извне. Это осуществляется сегодня двумя методами:

1-спуск в скважину насосного оборудования и

2-подача в скважину сжатого газа.

Получение дополнительной энергии в виде сжатого газа при наличии некоторого количества растворенного в поднимаемой жидкости газа может быть записано в виде уравнения

, (7.8)

где R0 – расход газа, подаваемого с поверхности, на подъем 1т нефти; м3/т;

Р1 – давление сжатого газа.

При отсутствии пластового газа, энергия на подъем составит

(7.9)

Лекция 5 . технические средства измерения при исследованиях пластов и скважин

Поделитесь с Вашими друзьями:

1.Аналоговые приборы, показания которых выражаются в виде непрерывной функции измеряемой величины.

2.Цифровые: показания дают в цифровой форме преобразованных дискретных информационных сигналов.

3.Показывающие – выражают информацию о состоянии системы в момент ее считывания.

4.Регистрирующие – показания могут регистрироваться во времени в виде записи кривой или печатания в цифровой форме.

5.Интегрирующие – показания суммируются во времени

По способу получения информации устройства подразделяются на приборы с местной регистрацией и дистанционные.

На вооружение технологов сегодня имеются все перечисленные выше приборы.

Следует отметить также тенденцию к автоматическому получению и обработке информации на ЭВМ, характеризующую сегодняшний этап исследовательских работ.

Лекция 5 . технические средства измерения при исследованиях пластов и скважин

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 3

Р1+Р0 – абсолютное давление у башмака; Р2+Р0 – на устье; Р0 – атмосферное давление

(6.18)

В формуле (5.18) все величины, кроме q и V постоянны, поэтому

(6.19)

Но ( на кривой рис 6.6.). Следовательно, проводя касательную из начала координат с кривой Q=V(t), получим точку оптимального расхода жидкости.

Удельный расход газа R – отношение объемного расхода газа V к объему жидкости Q. Зависимости Q=f(V) и R=f(V) и их взаимосвязь приведены на рис. 6.7. Здесь Qmax и Rmax и Rопт – соответственно максимальное и оптимальные значения жидкости и удельного расхода газа.

Заканчивая этот раздел, необходимо проанализировать существующие точки зрения на процессе подъема жидкости в вертикальной трубе.

а) Подъем жидкости за счет энергии расширяющегося газа

Ученый Д. Вирслюис (1930г) объясняет подъем жидкости расширением газа , сжатого предварительно с затраченной энергией W3. Освобождающаяся энергия вызывает расширение газа. Значит, если нет расширяющегося газа то и нет эффекта подъема жидкости по Д. Вирслюису.

Так ли это? А если ввести в трубу не расширяющийся момент, по плотности меньший, чем плотность поднимаемой жидкости , чтобы было ее всплытие, будет подъем жидкости? Да будет. Оказывается можно ввести подъем и подачей твердого агента, например, подачей полиэтиленовых шариков.

Следовательно, эта теория не объясняет причину подъема.

б) Подъем жидкости за счет относительной скорости движения фаз с различными плотностями.

Автор Г.И. Белдворцев (1939) считал, что «Скольжение следует считать первоисточником движения газожидкостной смеси.» Согласно этой теории подъем жидкости невозможен за счет подачи жидкости, растворяющейся в поднимаемой и имеющей меньшую плотность. Однако путем подачиспирта в поднимаемую жидкость был осуществлен подъем воды.

в) Подъем происходит за счет газовых пузырей, работающих как негерметичный поршень.

когда диаметр газовых пузырей равен внутреннему диаметру трубы, но, поскольку пузыри деформируются в процессе движения, то поршень будет негерметичным и возможны очень большие потери поднимаемой жидкости. Мелкие пузырьки работать как поршень не могут.

Значит, и это объяснение явления подъема не является вполне корректным.

г) Подъем происходит за счет снижения плотности смеси а подъемнике подачей любого агента меньшей плотности.

В.С.Меликов (1923) считал, что «если в одном из сообщающихся сосудов, содержащих какую-либо однородную жидкость , мы искусственно уменьшим удельный вес находящейся в нем жидкости, то уровень ее может достигнуть устья сосуда и даже вылиться из него…»

Если сосуд диаметром d, высотой h заполним жидкостью плотностью ж, то объем жидкости в сосуде составит

(6.20)

Введем в этот сосуд рабочий агент – шар плотностью а(агент может быть жидким, газообразным, твердым), то из сосуда вытеснится жидкость объемом Vа и поднимается на высоту h

(6.21)

Объем системы Vc составит

Vc = Vж+Vа (6.22)

Плотность смеси «жидкость +рабочий агент» определится так

(6.23)

Таким образом, введя рабочий агент в подъемник, мы добиваемся увеличения объема жидкости в нем. Но, вводя агент меньшей плотности, чем поднимаемая жидкость, мы осуществляем и самоподъем агента для его повторного использования. Эта гипотеза наиболее верно отражает существо процессов подъема.

Лекция 5 . технические средства измерения при исследованиях пластов и скважин

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 4

(8.8)

Подставляя (8.6) и (8.8) в (8.7), получим

(8.9)

Добиваясь наиболее полного отображения расчетом реальных скважинных условий, надо также учесть следующее:

а) плотность смеси меняется по длине лифта;

б) вместе с нефтью добывается вода, и , следовательно, часть энергии тратится на ее подъем;

в) часть газа находится в нефти в растворенном состоянии и не участвует в подъеме.

С учетом вышеназначенных положений количество газа, потребное для подъема 1м3 жидкости, должно быть большим. Обозначив его Гэф, получим

Гэф  Rопт (8.10)

Давление в подъемнике принимается средним и равно:

(8.11)

Количество газа, участвующего в подъеме жидкости определяется по формуле:

, (8.12)

где а – коэффициент растворимости газа.

Для обводненной нефти количество газа уменьшится :

Гэф=Ггр(1-n) , (8.13)

где n – обводненность в долях единицы. И тогда

(8.14)

Лекция 5 . технические средства измерения при исследованиях пластов и скважин

Поделитесь с Вашими друзьями:

Источник: http://nashuch.ru/tehnicheskie-sredstva-izmereniya-pri-issledovaniyah-plastov-i.html?page=16