Распределение давления в подъемных трубах в газлифтных и фонтанирующих скважинах месторождения 'Советское'

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

"НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт Природных Ресурсов

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Направление подготовки 131000 Нефтегазовое дело

Курсовая работа

по дисциплине: "Технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин"

на тему: "Распределение давление в подъемных трубах в газлифтных и фонтанирующих скважинах месторождения "Советское"

Томск - 2015

Оглавление

Задание по курсовому проектированию

Основы теории подъема жидкости в скважине

Эксплуатация фонтанных скважин

Регулирование работы фонтанных скважин

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Методы расчета промысловых подъемников

Расчетная часть

Вывод

Литература

Задание по курсовому проектированию

1. Рассчитать по методу Крылова-Лутошкина кривую распределения давления в подъемных трубах газлифтной скважины. Используя полученную кривую P=f (H), определить давление в точке ввода газа в колонну подъемных труб. Положение рабочего клапана известно.

Исходные данные для расчета:

Задание принял к исполнению студент _____________

Перечень вопросов, подлежащих изучению:

1. Основы теории подъема жидкости из скважин.

2. Метод Крылова-Лутошкина для расчета гидродинамики трехфазного потока в лифтовых трубах нефтяных скважин.

3. Принципы эксплуатации скважин газлифтным методом.

4. Теоретические основы инженерного расчета и оптимизации газлифта.

Содержание вопросов раскрыть в пояснительной к проекту записке. К защите приготовить не менее двух графических листов иллюстраций.

Перечень графических материалов:

1. Схема газлифтной скважины и основные расчетные формулы.

2. Результаты расчетов, график распределения давления в подъемных трубах скважин.

2. Используя метод Поэтмана-Карпентера, рассчитать кривую распределения давления в фонтанной скважине, построить график и определить величину забойного давления.

Исходные данные для расчета:

Задание принял к исполнению студент _____________

Перечень вопросов, подлежащих изучению:

1. Основы теории подъема жидкости из скважин.

2. Метод Поэтмана-Карпентера для расчета гидродинамики трехфазного потока в лифтовых трубах нефтяных скважин.

3. Способы регулирования режима работы фонтанных скважин.

4. Методика инженерного расчета и оптимизации фонтанных скважин.

Содержание вопросов раскрыть в пояснительной к проекту записке. К защите приготовить не менее двух графических листов иллюстраций.

Перечень графических материалов:

1. Схема фонтанной скважины и основные расчетные формулы.

2. Результаты расчетов, график распределения давления в подъемных трубах скважины от устья до забоя.

газлифтная скважина подъем жидкость

Основы теории подъема жидкости в скважине

При восходящем движении газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах (НКТ) более легкий газ опережает жидкость. Разность средних объемных скоростей движения газа и жидкости называется относительной скоростью. Ее значение зависит от свойств газа и жидкости, скорости смеси, газонасыщенности, и при стесненных условиях движения смеси в НКТ она может быть высокой.

Скорость всплытия одиночных пузырьков газа в сосуде неограниченного диаметра определяется свойствами газа и жидкости и линейными размерами пузырьков (рис. VII.5). Для пузырьков малого размера, имеющих сферическую форму, она возрастает пропорционально квадрату диаметра пузырька (закон Стока). С увеличением размеров пузырьков форма их меняется, скорость всплытия их при этом возрастает медленнее. Наступает момент, когда силы поверхностного натяжения не могут сохранить целостность пузырьков.

.

Происходит их дробление, и более мелкие всплывают с несколько меньшей скоростью.

Итак, максимальная скорость всплытия одиночных пузырьков газа в жидкости ограничена и зависит от свойств и газа, и жидкости. Например, максимальная скорость всплытия пузырьков воздуха в дистиллированной воде порядка 26 см/с, а газа в нефти обычно не превышает 20 см/с.

В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры НКТ. При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырьковая структура, рис. VI 1.6, а). Их формы и размеры определяются соотношениями между силами сопротивления и поверхностного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10-20 см/с.

С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается четочная (пробковая) структура (см. рис. VII.6, б). Относительная скорость газа достигает 50-100 см/с.

При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (см. рис. VII.6, в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увлекаемая газом за счет сил трения. Относительная скорость при такой структуре течения может быть значительной (достигать десятков метров в секунду) и небольшой (когда толщина кольцевого слоя жидкости на стенках трубы незначительна и жидкость переносится в основном потоком газа в виде мельчайших капель).

Помимо указанных структур можно выделить также и промежуточные виды. Вид структуры зависит не только от газонасыщенности, но и от скоростей фаз и свойств жидкости и газа.

Различают два вида газонасыщенности:

·        расходную - отношение объемного расхода газа к расходу смеси при данных термодинамических условиях

·        истинную - это отношение средней площади трубы, занятой газом, к площади сечения трубы.

Если бы газ и жидкость двигались с одинаковой скоростью, то расходная газонасыщенность была бы равна истинной. В восходящем потоке смеси газ движется с большей скоростью, поэтому истинная газонасыщенность меньше истинной, и тем меньше, чем больше относительная скорость. Действительно, газ при одинаковом расходе, двигаясь с большей скоростью, занимает меньшую площадь сечения трубы.

Итак, с ростом относительной скорости уменьшается содержание газа в смеси, а это ведет к увеличению ее плотности.

Впервые дифференциальное уравнение движения газожидкостной смеси получил Верслуис в 1930 г. При его выводе скорости жидкой и газовой фаз принимались одинаковыми. В 1933 г.А.П. Крылов вывел уравнение движения, в котором учитывал различие в скоростях фаз.

В дифференциальных уравнениях движения газожидкостных смесей по трубам учитываются разнообразные процессы и явления (массо - и теплообмен между фазами, процессы на границе раздела фаз и т.д.). Не все из них можно проинтегрировать в общем виде, но при наличии ЭВМ их решение не вызывает затруднений. И все-таки проблема расчета движения газожидкостных смесей окончательно не решена, так как в уравнениях остаются два параметра, которые нельзя определить теоретически: один из них характеризует потери энергии на преодоление массы столба смеси, другой - на трение.

Для решения проблемы определения потерь на трение при движении по трубам однофазного потока потребовались труды сотен исследователей в течение ряда десятилетий. В результате была получена зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса. Универсальная зависимость для коэффициента, характеризующего гидравлические потери при движении газожидкостной смеси, пока не найдена. То же самое можно сказать об относительной скорости газа в потоке смеси. Эта скорость или определяемая ею истинная газонасыщенность зависит от скорости движения смеси и свойств газа и жидкости, последние, в свою очередь, являются функцией давления и температуры. Вывод уравнений расчета коэффициента истинной газонасыщенности осложняется процессами коалесценции и диспергирования пузырьков газа при движении смеси. На эти процессы влияет содержание в жидкости поверхностно-активных веществ, учесть которые очень трудно. Эти вещества также влияют и на условия перехода от одной структуры к другой в процессе движения смеси, т.е. на гидравлические потери.

Для определения составляющих потерь давления на преодоление массы столба смеси и на трение используют эмпирические зависимости, полученные при обработке данных промысловых или лабораторных исследований. В уравнении движения газожидкостной смеси пренебрегают потерями давления на ускорение и потерями, имеющими еще меньшее значение. Такое уравнение имеет вид

При расчете промысловых газожидкостных подъемников наиболее распространены в нашей стране методики А.П. Крылова - Г.С. Лутошкина, из зарубежных: Поэтмана и Карпентера, Данса и Роса, Оркишевского. Эти методики, к сожалению, не универсальны, и поэтому при использовании любой из них необходимо учитывать условия месторождения, для чего обычно сравнивают расчетные кривые изменения давления вдоль лифта с фактическими, полученными поинтервальными измерениями давления в эксплуатирующихся скважинах.

Цель расчета промысловых газожидкостных подъемников - выбор оборудования и установление режима эксплуатации скважин при различных способах эксплуатации. Необходимость расчета подтверждается данными анализа зависимости потерь давления от диаметра, дебита жидкости и расхода газа. Перепишем уравнение (VII.4) в безразмерном виде:

В левой части этого уравнения приведены общие потери энергии, в правой - потери энергии на преодоление массы столба смеси и на трение.

Рассмотрим изменение общих потерь энергии в функции расхода газа V при подъеме жидкости с заданным дебитом q по трубам диаметром d (рис. VII.7). Увеличение расхода газа ведет к росту скорости смеси, а следовательно, и потерь на трение [dP_тр / ρ_ж g dh] (см. рис. VII.7, кривая 1), а также к увеличению истинной газонасыщенности смеси и уменьшению ее плотности, т.е. к уменьшению первого слагаемого в правой части уравнения (VII.5) (см. рис. VII.7, кривая 2).

Если газонасыщенность незначительная, течение смеси происходит при пузырьковой структуре и небольшой относительной скорости движения газа. В этом случае увеличение расхода газа приводит к значительному уменьшению плотности. С ростом газонасыщенности относительная скорость повышается (пробковая, кольцевая структуры), поэтому возрастание расхода газа влияет в меньшей степени на плотность смеси (кривая 2 на рис. VII.7 выполаживается).

Зависимость общих затрат энергии от расхода газа получим, складывая кривые 1 и 2. Результирующая кривая 3 на рис. VII.7 имеет минимум. При малой газонасыщенности потока вследствие увеличения расхода газа первое слагаемое в правой части уравнения (VII.5) уменьшается быстрее, чем растет второе; при значительной газонасыщенности, наоборот, с возрастанием расхода газа потери на трение растут интенсивнее, чем уменьшаются потери энергии на преодоление массы столба смеси. В результате суммарные потери возрастают.

Итак, можно подобрать такой расход газа, который обеспечит подъем жидкости с заданным дебитом через трубы данного диаметра при минимальных затратах энергии (т.е. при минимальном градиенте давления). Это - главное условие выбора режима работы газожидкостного подъемника, особенно при газлифтном способе эксплуатации.

Рассмотрим зависимость общих потерь энергии от диаметра подъемника при заданных расходах жидкости и газа (рис. VII.8). Если диаметр подъемника небольшой, расход энергии может быть высоким вследствие больших потерь на трение. При постоянном дебите смеси потери давления на трение приближенно обратно пропорциональны пятой степени диаметра подъемника. Поэтому с увеличением диаметра они сначала резко уменьшаются, а затем темп их изменения становится более медленным (см. рис. VII.8, кривая 1). В этом случае уменьшаются скорость смеси и степень турбулизации потока; дробление пузырьков газа становится менее интенсивным, и более крупные пузырьки всплывают с большей относительной скоростью (см. рис. VII.5).

С ростом относительной скорости увеличиваются и плотность смеси, и расход энергии на преодоление массы столба смеси (см. рис. VII.8, кривая 2). При больших диаметрах эти потери возрастают интенсивнее, чем уменьшаются потери на трение (кривая 1). В результате общие потери снова начинают расти (кривая 3). Итак, для подъема заданного дебита жидкости при известном газовом факторе G или заданном расходе газа можно подобрать такой диаметр лифта, который обеспечит минимум расхода давления.

Эксплуатация фонтанных скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т.е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

, (1)

где Р_с - давление на забое скважины; Р_г, Р_тр, Р_у - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

·   фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;

·   фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании.

Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т.е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис.1).

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

·   недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;

·   установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

·   установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

·   установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

·   недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

·   недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

·   недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

·   недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

·   установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

Рис. 1. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d - диаметр штуцера; 1 - Рc - забойное давление, МПа; 2 - Гo - газовый фактор, м³/м³; 3 - Q - дебит скважины, м³/сут; 4 - ΔР - депрессия, Мпа; 5 - П - содержание песка в жидкости, кг/м³; 6 - n - содержание воды в продукции скважины, %

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ.

Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

Принципы газлифтной эксплуатации скважин

Газлифтная скважина - фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис.2).

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт - это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.

По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.

В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой. Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением

Р1 = h*g.

Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р1 и потери давления на трение газа в трубе Р2, причем Р1 увеличивает давление внизу Р1, а Р2 уменьшает.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением

Р1 = h*g.

Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р1 и потери давления на трение газа в трубе Р2, причем Р1 увеличивает давление внизу Р1, а Р2 уменьшает. Таким образом,

 <#"797016.files/image017.gif"> <#"797016.files/image018.gif">

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.

Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.

Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис.2, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.

Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.

Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа.

Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.

Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.

Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.

Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.

Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.

Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работ газлифта.

Методы расчета промысловых подъемников

Для выбора оборудования и режима эксплуатации фонтанных и газлифтных скважин применяют аналитический метод А.П. Крылова и графоаналитический метод, основанный на использовании кривых изменения давления вдоль колонны НКТ p=f (H), называемых также градиентными кривыми или профилями давления. По этим методам практически получают одинаковые результаты при дебитах до 200 т/сут, газожидкостных отношениях до 100-150 м3/м3 и вязкостях жидкости, не превышающих 20 мПа с. В аномальных условиях (при больших дебитах и газосодержаниях или при откачке высоковязких жидкостей) точность графоаналитического метода будет выше, чем аналитического, если градиентные кривые p = f (H) рассчитывались по методике, наиболее приемлемой для условий данного месторождения. О приемлемости методики судят, сравнивая данные, рассчитанные по нескольким методикам с фактическими результатами поинтервального измерения давления в эксплуатирующихся скважинах. Выбирают методику, по которой получают наименьшие отклонения расчетных результатов от фактических в широком диапазоне изменения параметров скважин на данном месторождении. Для расчета промысловых газожидкостных подъемников используют в основном графоаналитический метод.

Следует отметить, что название методов несколько условно, так как раньше для решения многих задач с применением формул А.П. Крылова пользовались графиками. В последнее время для промысловых расчетов широко используют ЭВМ. В машину вводится программа расчета по данной методике в виде аналитических и табличных зависимостей, характеристика пласта и скважин, а ЭВМ дает уже готовые рекомендации по выбору оборудования и установления оптимального режима эксплуатации скважин. Тем не менее в дальнейшем для наглядности и возможности анализа нами будут показаны последовательность и промежуточные результаты решения промысловых задач, где широко применяют графические методы решения и построения.

По выбранной для данного месторождения методике строят градиентные кривые р = f (H) для НКТ различного диаметра при движении по ним продукции скважин с разными дебитами и обводненностью. Если скважины эксплуатируются газлифтным способом, во время построения градиентных кривых учитывают и различные газожидкостные отношения.

Для расчетов необходимо иметь результаты исследования пластовых нефтей. На рис. VII.9 показаны зависимости свойств нефти и газа от давления, значение объемного коэффициента нефти в, количества выделившегося V_ГВ и растворенного V_Гp газа, приходящегося на 1 т нефти, в функции давления. Эти кривые различны для каждого месторождения и определяются экспериментально.

Как уже отмечалось, в основу многочисленных методик расчета движения газожидкостных смесей по вертикальным трубам положено дифференциальное уравнение баланса давления:

средние значения плотности и скорости смеси на этой длине; g - ускорение свободного падения; dh_тр - потери на трение на длине dh, выраженные в метрах столба смеси.

Последнее слагаемое отражает потери на ускорение движения смеси.

Существующие методики отличаются конкретными выражениями для определения слагаемых в правой части уравнения (VII.8).

Для каждой методики это уравнение (VII.8) можно представить в следующем виде:

Уравнение VII.9 - нелинейное дифференциальное уравнение первого порядка. Так как в состав этого уравнения входят сложные эмпирические функции, аналитически оно не решается. Для решения (VII.9) чаще используют численный метод последовательных приближений (метод итерации), сущность которого заключается в следующем: уравнение (VII.9) преобразуют в уравнение в конечных разностях, задают численное значение приращения одной из переменных (Δр и Δh) и затем методом итерации определяют приращение другой переменной. Целесообразнее задаваться значением Δр. Это приводит к уменьшению числа итераций в одной расчетной ступени, вследствие того, что параметры уравнений (VII.8) и (VII.9) в большей мере зависят от давления, чем от температуры.

На рис. VII.10 показана блок-схема расчета забойного давления Рз в зависимости от устьевого Ру. По этой схеме можно наглядно представить процесс расчета распределения давления вдоль ствола газожидкостного подъемника методом итерации.

После ввода необходимых данных вычисления начинают с известной точки (устье): глубина h₁ = 0, давление Р₁ = Ру. Принимают приращение давления Δр, которому соответствует приращение глубины Δh' (приблизительно принятое). Это позволяет определить средние давление Р и температуру Т на расчетном интервале, если предположить, что изменение температуры с глубиной известно.

Затем устанавливают структуру течения смеси на расчетном интервале (если ее рассматривают в используемой методике). Определив на заданном интервале плотность смеси ρ_см и потери на трение Δh_тр, по (VII.9) находят Δh, соответствующее принятому приращению давления Δр. Если значения Δh' и Δh совпадают с требуемой точностью допустимой погрешности итерации е, вычисления проводят для следующего интервала. В противном случае принимают найденное значение Δh при первой итерации за оценочное и повторяют расчет. Если вновь /Δh-Δh'/>e, то машина переходит к третьей итерации и так до тех пор, пока после очередной итерации не получат /Δh-Δh'/<e.

Таким образом, е - это допустимая погрешность итерации, т.е. максимально возможное различие в приращениях глубины Δh при их определении в двух последующих итерациях. Затем переходят к расчету следующего шага, задаются значением Δр и определяют соответствующее значение Δh.

Расчет продолжают до тех пор, пока сумма интервалов hi = ∑Δhi не будет равной или не превысит длину НКТ. При hi = L значение р, - соответствует расчетному забойному давлению. Если hi>L, то Pз находят интерполяцией.

По блок-схеме, показанной на рис. VII.10, устанавливают потери давления в многофазном вертикальном потоке с некоторым приближением. Точность будет тем больше, чем меньше приращение-давления Δр и допустимая погрешность итерации е. Следует учитывать, что с уменьшением Δр возрастает число интервалов или шагов, на которые разбивается длина НКТ, а с уменьшением е - число итераций в одном шаге. В результате увеличивается машинное время.

При минимуме расхода машинного времени достаточную для практики точность получают в том случае, если е = 1 м, а интервал приращения давления выбирают с учетом условий, приведенных ниже.

При низких давлениях р градиент Δр в скважинах обычно мал, а скорость его изменения значительна. Поэтому для получения необходимой точности расчета следует принимать невысокий Δр. При высоких р, когда градиенты давления велики и изменяются медленно, для обеспечения требуемой точности можно брать большое Δр.

Расчетная часть

1. Расчет физических свойств нефти при однократном разгазировании

1.      Разбиваем общий диапазон изменения давления (Рнас - Ру) на равные интервалы DР, величина которых должна быть равна

2.      Число интервалов определяем по формуле:

3.      Получим ряд давлений в сечениях колонны ниже устья:

4.      Рассчитываем температурный градиент потока:

Где ω - средний геотермический градиент скважины (^о К / м);

 - температура нейтрального слоя, ^о К;

 - глубина залегания нейтрального слоя, м;

 - дебит скважины по жидкости в м³/с.

5.      Далее рассчитывают температуру на устье:

6.      Определяем температуру потока Т i, соответствующую заданным давлениям Р i по формуле:

7.      Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения при Т < Тпл:

. (6)

8.      Находим приведенный к стандартным условиям удельный объем выделившегося газа:

, (7)

;

;

.

9.      Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти (удельный объем растворенного газа) в процессе ее разгазирования:

. (8)

10.    Определяем относительную плотность выделившегося газа:

, (9)

11.    Находим относительную плотность растворенного газа, остающегося в нефти при данных условиях разгазирования:

. (10)

12.    Рассчитываем удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности:

 (11)

13.    Определяем температурный коэффициент объемного расширения дегазированной нефти при стандартном давлении:

 (12)

14.    Рассчитываем объемный коэффициент нефти:

 (13)

15.    Определяем плотность газонасыщенной нефти:

 (14)

16.    Рассчитываем вязкость дегазированной нефти при Ро и заданной температуре Т. Для расчета нужно знать вязкость дегазированной нефти при Ро и какой-либо температуре (например, Тст = 293°К). Если при этих условиях вязкость неизвестна, ее значение можно оценить по плотности дегазированной нефти, используя корреляцию И.И. Дунюшкина:

 (15)

Этот параметр можно рассчитать по формуле П.Д. Ляпкова, аппроксимирующей универсальный график зависимости вязкости нефти от температуры:

 (16)

17.    Рассчитываем поверхностное натяжение газонасыщенной нефти на границе с выделившимся газом.

Поверхностное натяжение (плотность поверхностной энергии) s характеризуется работой, требующейся для образования единицы площади поверхности раздела фаз.

Единица СИ поверхностного натяжения: = н/м = дж/м². Зависимость поверхностного натяжения нефти от термодинамических условий (Р, Т), количества растворенного газа, состава нефти, природы и количества полярных компонентов очень сложная. Для ориентировочной оценки этого параметра можно использовать формулу П.Д. Ляпкова:

. (17)

2. Метод А.П. Крылова и Г.С. Лутошкина

Данный метод позволяет рассчитывать гидродинамические параметры газожидкостного потока двух структурных форм - пузырьковой и пробковой, характерных для большинства нефтяных скважин. Область существования указанных структур потока оценивают по критическому расходу газа, который в зависимости от диаметра колонны подъемных труб Dт и расхода жидкости при соответствующих термодинамических условиях Qж определяют из следующего выражения:

, (18)

где Dт в м; Qж в м³/с.

По соотношению между расходом газа при данных Р и Т и его критическим значением определяют соответствующую структуру потока:

если Vг < Vг кр - пузырьковая, (19)

если Vг > Vг кр - пробковая. (20)

Истинную объемную долю газа φ_г в смеси соответствующей структуры в зависимости от расходных характеристик потока (Vг и Qж), его геометрии (Dт) и физических свойств фаз определяют из следующих соотношений, полученных на основе обработки экспериментальных данных:

пузырьковая структура

 (21)

пробковая структура

 (22)

где Dт, м; Vг, Qж, м³/с; σнг, σв - поверхностное натяжение на границе нефть-газ и соответственно вода-воздух, Н/м; можно принять σв ≈ 72∙10^-3 Н/м.

Плотность газожидкостной смеси, определяющая гидростатическую составляющую общего градиента [см. формулу (1)], рассчитывают по формуле

 (23)

Где  (24)

Составляющую общего градиента давления, определяемую необратимыми потерями давления за счет трения и ускорения, для пузырьковой и пробковой структур потока рассчитывают с использованием следующего корреляционного соотношения:

 (25)

где  - градиент давления, обусловленный гидравлическим трением при движении в трубах только газа и полученный на основании использования формулы Веймаута

;

Где  - градиент давления, обусловленный гидравлическим трением при движении в трубах жидкости и полученный на основании использования формулы Блазиуса

;

Где  - градиент давления, обусловленный взаимодействием фаз при их совместном движении, k - показатель степени, зависящий от диаметра трубы:

μж - динамическая вязкость жидкости при соответствующих Р и Т, мПа-с.

Общий градиент давления потока газожидкостной смеси в точке или сечении колонны труб будет

, (26)

Используя (26), можно рассчитать профиль давления в скважине, удовлетворяющей условиям, при котором справедлива применимость данного метода.

Если Lc > Lгжс, то Рзаб > Рнас и дальнейший расчет делается для однофазного потока (жидкости):

Для расчета Рзаб можно использовать:

 - относительная шероховатость;

 - абсолютная шероховатость труб НКТ, для новых труб равна 0,000014 м.