Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан: нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн тонн нефти
жүктеу/скачать 359.5 Kb.
|
| 2.1 Расчет фонтанных подъемников.
Фонтанная эксплуатация скважин - один из основных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти является наиболее дешевым. Расчет фонтанного подъемника сводится к определению его диаметра, длины и производительности, а также к распределению давления по глубине. Рассмотрим элемент подъемника длиной d1. Перепад давлений на этом участке обозначим через dp. Считая процесс движения стационарным , и пренебрегая инерционными сопротивлениями, которые в реальных условиях малы, уравнение сохранения количества движения можно записать в виде: -dp =γ d1+aQdt. Здесь γ - удельный вес нефтегазовой смеси, который является функцией глубины 1, а - коэффициент, характеризующий потери на трение. Как показали многочисленные исследования, изменением температуры по длине подъемника как на выделение газа, так и на трение можно пренебречь. Исключение составляет фонтанирование скважин с тяжелыми нефтями. Пренебрегая плотностью газа по сравнению с плотностью нефти, выражение для удельного веса смеси запишем в виде γсм = γн/ (1 +φ) где γ - объемная концентрация газа (свободного) в данном сечении; γн - удельный вес нефти. Следует иметь в виду, что при расчете гидростатического давления в скважине с водонефтяной смесью, например при пересчете забойного давления по устьевому, важна не только объемная концентрация воды или газа, но и структура потока. Так, при нисходящем потоке в силу поперечной миграции вода может концентрироваться вдоль стенок, вследствие чего давление на забой не будет определяться средней по сечению плотностью смеси. В качестве другого примера можно указать на расчет. давления в скважинах, работающих в условиях пескопроявления. При остановке скважины песок оседает в ее нижней части. Это может привести к снижению гидростатического давления, поскольку часть нагрузки от вышележащего столба жидкости в скважине будет воспринимать осевший песок как скелет породы. Примем, что растворимость газа в нефти описывается линейным законом изотермой Генри. В этом случае объем газа G, вьщелившийся из единицы объема нефти при давлении р, будет равен G= Gо-а(Рнас-Р) где Gо - начальный газовый фактор, т. е. объем газа, растворенный в единице объема жидкости при давлении насыщения Рнас; коэффициент растворимости газа в нефти. Отметим, что G, Gо - объемы газа, приведенные к нормальным условиям. Считая газ идеальным, из этого получаем, что объем выделившегося газа на данной глубине, приведенный - к давлению на той же глубине, будет равен. G1= Gро/р Если проскальзывание газа отсутствует, т. е. относительная скорость пузырьков газа и нефти равна нулю, очевидно, что 0=G1. Как правило, такое допущение вполне приемлемо для практических расчетов. Непосредственные численные оценки показывают, что потери на трение при движении нефтегазовой смеси в фонтанных трубах обычно незначительны и составляют не более нескольких процентов от общего перепада давления но длине подъемника между забоем и устьем. Такой подъемник, где пренебрегается скольжением фаз и потерями на трение, называется идеальным. В то же время учет потерь на трение, несмотря на их малость, необходим при определении, например, депрессии на пласт, поскольку сама эта величина составляет обычно не более 1- 2 МПа. То же относится и к установлению забойного давления. Например, исходя из технологических условий, оно должно быть меньше давления насыщения. В этом случае не учет потерь на трение может привести к изменению фазового состояния потока в призабойной зоне. При подъеме жидкости в стволе фонтанной скважины наблюдается частичное разделение фаз и формирование "газового подшипника" у стенок трубы. Причина такого явления заключается в следующем. Наличие профиля скорости жидкости приводит к тому, что скорость пузырька газа по отношению к жидкости разная в различных точках его поверхности. Поскольку пузырек газа движется быстрее, жидкости, то относительная скорость со стороны поверхности, обращенной к стенке трубы, больше, чем со стороны, находящейся ближе к центру трубы. Поэтому возникает перепад давления, направленный от оси трубы к стенке, под действием которого происходит миграция- пузырьков. В результате у поверхности трубы концентрируются пузырьки газа, возникает пристенный газовый слой, который резко снижает потери на трение. Так, например, по данным исследования скважин Жанажольского месторождения коэффициент гидравлических сопротивлений, начиная с глубины на 100-150 м выше уровня, где Р = Рнас (давление в жидкости на этой глубине равно давлению насыщения) на порядок ниже, чем в зоне движения жидкости в однофазном состоянии. На интервале длиной 100-150 м пузырьки газа, выделившиеся в жидкости, успевают мигрировать из центральной части трубы к стенкам. Приведенный пример показывает, что на эффективность фонтанного подъемника значительное влияние оказывают гидродинамические свойства потока. Поэтому, изменяя его гидродинамические характеристики, можно регулировать параметры фонтанного подъемника. Рассмотрим следующий пример. Легко понять, что чем меньше относительная скорость газа и жидкости, тем меньше требуется газа для данного снижения противодавления на забой, т. е. для обеспечения данного дебита скважины, тем более эффективно работает фонтанный подъемник Действительно, противодавление на забой определяется удельным весом смеси. При этом расход газа на единицу добываемого объема жидкости равен φ/1- φ=υж+υог/ υж где - υог скорость газа относительно жидкости. Так как υог >=О, то с уменьшением υог уменьшается удельный расход газа. Для регулирования величины υог в поток можно вводить различные добавки, например полимерные, которые увеличивают вязкость жидкости, тем самым снижая величину υог. Однако при этом возрастают гидравлические сопротивления. Одним из возможных путей повышения эффективности работы подъемника может быть закручивание потока жидкости. Известно, что скорость всплытия пузырька газа во вращающейся жидкости при прочих равных условиях меньше, чем в покоящейся. Например, скорость всплытия пузырька воздуха через слой воды, вращающейся вокруг вертикальной оси со скоростью 30 мин-1, примерно в 15 раз меньше по сравнению со скоростью движения через слой покоящейся воды. Иными словами, при неизменной вязкости закручивание жидкости приводит к 1,5кратному возрастанию сопротивления. Изменяя угловую скорость вращения, можно регyлировать относительную скорость всплытия пузырьков газа и тем самым работу фонтанного (или газлифтного) подъемника. Методы расчета движения газонефтяной смеси в стволе фонтанной скважины основаны, на предположении, что процесс выделения газа из нефти происходит в условиях термодинамической равновесности. В то же время процесс дегазации в стволе скважины является неравновесным. Влияние неравновесности в фонтанном подъемнике на показатели его работы весьма ощутимо. При рассмотрении фазовых превращений при подъеме газонефтяной смеси в фонтанной скважине необходимо учитывать сложность протекающих при этом процессов. В нижней части скважины дегазация близка к контактной ввиду малых размеров газовых пузырьков и, естественно, небольших относительных скоростей движения, в верхней части - к дифференциальной. Кроме того, по стволу скважины изменяется темп снижения давления в движущемся объеме жидкости. Существенное влияние на процесс фазовых превращений в подъемнике может оказывать состав много компонентной углеводородной системы. Изменение состава газовой фазы может обусловить дополнительное отклонение от равновесных условий. Совместное влияние всех факторов на процесс выделения газа из нефти учесть очень сложно, и при экспериментальном исследовании необходимо проведение большого числа специально спланированных экспериментов. Методы расчета фазовых превращений углеводородных смесей основаны на предположении, что выполняются условия термодинамического равновесия. Это означает, что скорость изменения внешних условий намного меньше скоростей межфазного обмена, определяемых соответствующими временами о релаксации. В то же время данные экспериментальных исследований свидетельствуют о том, что в ряде технологических процессов добычи и транспорта нефти, газа и конденсата реализуются именно неравновесные условия. При равновесном процессе фазового превращения количество растворенного в нефти газа при постоянной температуре зависит только от давления, т. е. при медленном изменении давления количество растворенного газа изменяется. Под "медленным" понимается такой характер его изменения, когда dp/dt=O. В случае если это предположение не выполняется, то количество растворенного газа зависит не только от величины давления, но и от того, каким образом оно изменяется. При рассмотрении возможных методов расчета и оценки их адекватности следует учитывать, что решение задач неравновесных фазовых превращений намного сложнее расчета превращений для условий термодинамического равновесия. Это в первую очередь обусловлено сложным составом реальных систем и необходимостью рассчитывать кинетику большого числа параметров. Рассмотрим возможности применения для расчетов неравновесных фазовых переходов адаптационных методов идентификации. При этом реальные углеводородные системы будут моделироваться бинарной моделью без учета раcтворимости жидкости в газе. Для равновесных условий согласно правилу фаз Гибса при фиксированной температуре состояние системы определяется единственным параметром давлением; при неравновесных влияющим параметром оказывается и скорость изменения давления в системе dp/dt. Предположим также, что равновесная изотерма растворимости описывается линейным законом Генри: G=ap, где G - количество растворенного газа при давлении р; коэффициент растворимости Генри, а неравновесный процесс растворения (выделения) уравнением ТdG/dt + G=ар где Т - время релаксации. При медленном (равновесном) изменении р и G, когда dG/dt жүктеу/скачать 359.5 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|