Реферати українською » Геология » Проектування і розробка нафтових і газових родовищ


Реферат Проектування і розробка нафтових і газових родовищ

значення у точці, у якій максимально ставленняq/ V. Алеq/ V =tg,т.к.q – ордината, V – абсциса, – кут нахилу прямий, проведеної з початку координат через цю точку (>q, V). Тільки для дотичнійtg матимеmax значення,т.к. лише неї кут будеmax. Тож у точці торкання прямий, проведеної з початку координат до кривоюq(V), виходять такий дебітq і такий витрати V, у якихк.п.д. процесу буде найбільшим.Дебит за максимальногок.п.д. називають оптимальним дебітомqопт. (>см.рис.5)

Поняття про питомому витратах газу

>Удельним витратою газу називають ставлення

,


тобто. необхідну кількість газу підйому 1 обсягу рідини. З визначення слід, що з точок початку будівництва і зриву подачі, колиq = 0, а V > 0, питома витрата R звертається до нескінченність (див. рис 6.).

Отже, аналізуючи вищевикладене можна дійти невтішного висновку, що з досягнення найбільшої ефективності роботигазожидкостного підйомника занурення піднімальної труби під рівень рідини потрібно здійснити на 50-60% (> 0,5 – 0,6) від усієї довжини труби L. Але це рекомендація який завжди можна здійснити за умов через низького динамічного рівня рідини чи то з органічного тиску газу, використовуваного на підйом рідини.

Структура потокуГЖС в вертикальної трубі

>Рис. 8. Структуригазожидкостного потоку:

а –емульсионная; б –четочная, в – стрижнева

Різні структури рухуГЖС в трубі істотно впливають на енергетичні показники підйому рідини. Структура потокуГЖС залежить від фізичних властивостей рідини й правничого характеру введення газу потік.

Розглянемо на зміну структуриГЖС в фонтанної свердловині. На ділянціНКТ, де тиск менше тиску насичення, вирізняється з нафти газ утворюєтонкодисперсную структуру, що називається емульсійної. Дрібні бульбашки газу рівномірно перебувають у масі нафти й утворять однорідну суміш газу та рідини. Через маленьких розмірів (частки мм) і великий щільності газові бульбашки мають малоїархимедовой силою, тому їх швидкість спливання дуже мала й у розрахунках може враховуватися. Далі при рухГЖС по трубі вгору тиск зменшується, газові бульбашки розширюються, зливаються друг з одним, й утворюютьглобули великих розмірів (діаметрглобул становить кілька див). Швидкість спливання цихглобул стає великий, що погіршує енергетичні показники процесу підйому. Ця структура називаєтьсячеточной. При великих витратах газу виникає стрижнева структура, коли він плівка рідини по стінок труби захоплюється потоком газу з краплями рідини. У цьому швидкість газу відношення до рідини сягає кількох метрів в секунду.

Насправді немає різких кордонів переходу між структурамиГЖС, тут можуть утворюватися перехідні структури. Виникнення різних структур потокуГЖС залежить від в'язкості нафти, наявності у ній ПАР, сприяють розпорошення газу потоці.

Знання різних структур потокуГЖС необхідний розрахунків руху потоків в вертикальної трубі.


Лекція №5

 

>Гидродинамический розрахунок процесу рухуГЖС в вертикальної трубі

свердловина гідродинамічний газ фонтанний

Розрахунок підйомника залежить від визначенні розподілу тиску з стовбуру працюючої свердловини, діаметра підйомника, глибини його спуску і пропускній здатності.

Розглянемо 2 випадку роботи свердловини – видобутокмаловязкой і високов'язкої нафти. Тут основні відмінності зводяться до чого:

1) втрати на тертя при підйомі високов'язкої нафти грають істотну роль загальному балансі енергії, тоді як втрати на тертя при підйомімаловязкой нафти досить малі;

2) структура потоку і режим рухуГЖС в підйомнику при підйомі високов'язкої нафти зазвичай залишаються постійними, тобто.емульсионная структура приламинарном режимі;

3) ковзання фаз (відносна швидкість газу нафти)пренебрежимо мало.

При розрахунку розподілу тиску з стовбуру свердловини необхідно враховувати різні структури потокуГЖС, яким відповідають різні схеми визначення гідравлічних характеристик потоку. Зміна структури потоку грає істотну роль свердловинах змаловязкой нафтою.

Підіймаючисьмаловязкой нафти втрати на тертя становлять незначну частку перепаду тиску між забоєм і гирлом свердловини (приблизно 0,6 – 1%).

Структура потоку за глибиною може змінюватися, у нижній частиніНКТ зазвичай має місцеемульсионная структура, котра вище від може переходити вчеточную структуру тощо. Кордон переходу одного режиму на інший нечітко визначається, що знижує точність розрахунків.

Отже, розрахунок перепаду тиску з стовбуру свердловини під час рухуГЖС зводиться розрахуватися гідростатичного тиску. І тому треба зазначити, як змінюється питому вагуГЖС за глибиною:см =см (h).

Оскількисм =ж (1 -) +г ·,

деж,г – питому вагу відповідно рідини і є; – об'ємна концентрація газу даномусечении.

питому вагу газу, наведений до місцевих умов Р і Т.

У практичних умовах об'ємнегазосодержание не визначають.Удобной для виміру величиною є видатковегазосодержание – ставлення витрати від суми витрат газу та рідини.

Знаючи залежністьсм (h), інтегруванням рівняння

 

знаходять розподіл тиску з глибині.

При відомому тиску гирло Ру формула має такий вигляд:

,

де h – глибина свердловини.

При відомому забійній тискуРз


де М – глибина свердловини.

При визначенні витратногогазосодержания треба враховувати як вільний газ, що надходить у свердловину з пласта, чи газ,закачиваемий у замкову шпарину пригазлифтном способі експлуатації, і газ, вирізняється з нафти при підйомі рідини вгору. Означимо масовий дебіт вільного газу черезqгс. Приймемо лінійний закон розчинності газу нафти (закон Генрі) і розглянемо ділянку підйомника довжиноюdh. Змінаqг у цьому ділянці відбувається поза рахунок виділення газу з нафти, т. е. баланс маси газу під часdt буде:

де а – коефіцієнт Генрі;го – щільність газу при нормальних умов; F – площа поперечного перерізу труб.

>q2 =q2 (h +dh) –q (h)

>p =p (h) –p (h +dh)

Візьмімо до уваги, щоdh =ж ·dt, тоді одержимо:

 

деж – швидкість руху рідини в трубах.

>Расходноегазосодержание


Вочевидь, щож · (1 -) · F =Q,

деQ – дебіт свердловини

Знаючи залежність = (>) знаходимо розподіл тиску з стовбуру свердловини Р, об'ємнегазосодержание і дебіт газуqг.

Тепер на особливості розрахунку підйомника високов'язкої рідини. І тут необхідно врахувати втрати тиску тертя, тобто.:

де - швидкість руху суміші;

>см – коефіцієнт гідравлічного опору суміші.

>см можна оцінити за такою формулоюсм ж; приламинарном русі потоку . При високої в'язкостіоткачиваемой рідини необхідно враховувати зміна температури потоку за глибиною,т.к. в'язкість дуже залежить від температури. Розподіл температури за глибиною можна визначити дослідним шляхом чи розрахунковим.

Розглянемо усталений потік в підйомних трубах. Принаймні підйому рідини температура її знижується внаслідок теплообміну з довкіллям. Одержимо рівняння теплового балансу.

нехай усечении h температура потоку дорівнюєT(h), відповідносечении h +h – T (h +h). Час, протягом якого рідина проходить відстаньh, одно , де u – швидкість руху потоку. Означимо через з – теплоємність системи, то зміна кількості тепла в елементі (h; h +h) під часt дорівнюватиме:

де F – площа поперечного перерізу труби.

Це кількість тепла передається навколишньому середовищі. Припустимо, щотеплопередача відбувається за законом Ньютона, одержимо:

>W = 2 · · R · · (T -Tпор)

де R – радіус свердловини; – теплопровідність;Tпор – температура гірської породи.

З двох співвідношень приh 0 знаходимо

,

де а = 2 · · R · / (F· З· U). Температура породи змінюється залежно від h (h = 0 відповідає вибою свердловини) з такого закону

>Tпор =T0 –k · h

>k –геотемпературний градієнт;

>T0 – температура на забої свердловини.

Тепер, знаючи залежність в'язкості від температури =(Т) для нафти, можна визначити зміна в'язкості системи з глибині.

Тут ми привели найпростішу схему розрахунку, у враховані залежності розчинення газу нафти та її обсягу від температури, вплив нагріву оточуючих порід тощо. За підсумками розглянутим схеми можна зробити такі висновки:

1) зі збільшенням швидкості потоку втрати тиску тертя зростають; але в'язкість нафти на свердловині знижується;

2) за певних умов зниження в'язкості нафти зі збільшенням швидкість руху може великий вплив зміну гідравлічного опору;

3) залежність втрат тиску тертя від швидкість руху маєнемонотонний характер, що є важливого значення під час встановлення робочих режимів насосних установок.

Вище було розглянуто випадки рухуГЖС при встановлених режимах. Тепер на модель роботи свердловини при несталому режимі.Уравнение нестаціонарного припливу рідини має вигляд:

                                               (1)

де Т – час перехідного процесу у пласті; До – коефіцієнт продуктивності.

Розглянемо графічні залежності співпраці пласта і свердловин.

Характеристика підйомника буде

>Рс =f (>Q) (2)

Означимо координати точки перетину через (>Рс1;Q1). Це означає, що водночас виконуються умови:

>Рс1 =f(Q1),


.

Досліджуємо стійкість даного режиму, при цьому припустимо, щозабойное тиск і дебіт отримали малі збільшення:

>P =Pc1 +P,

>Q =Q1 +Q,

|P | <<Pc1,

|Q | <<Q1

ЯкщоP іQ зростають у часі, то даний режим хисткий. Уявімо висловлювання дляP іQ в рівняння (1), одержимо:

                             (3)

>Рс1 +P =f (>Q1 +Q) f (>Q1) +f (>Q1) ·Q (4)

>Вичитаяпочленно з (3) і (4) відповідно (1) і (2), знаходимо

>P =f (>Q1) ·Q

Виключаючи з отриманих співвідношеньP, отримуємо рівняння щодоQ:

                                             (5)


Останнє рівняння (5) – лінійне диференціальний рівняння першого порядку. При а > 0 рішення експоненціально зростає у часі (хитливий режим), при а < 0 – режим стійкий.

Отже, якщо робоча точка перебуває в правої, зростаючій галузі залежностіf (>Q), тоf (>Q1) >0 і а < 0.Возрастающий ділянку характеристики підйомника відповідає стійкого режиму роботи, авнизпадающий ділянку – хитливому.


Лекція №6

 

Експлуатація фонтанних свердловин

>Фонтанирование свердловин зазвичай відбувається на виявлених родовищах нафти, коли запас пластової енергії великий, тобто. тиск на забої свердловин досить великий, аби здолати кривду гідростатичний тиск стовпа рідини в свердловині, засунений на гирло свердловини і тиск,расходуемое подолання тертя, що з рухом цієї рідини. Спільним передумовою роботи будь-який фонтануючої свердловини буде таке основне рівність:

>Рз =Рг +Ртр + Ру

деРз – тиск на забої свердловини;Рг – гідростатичний тиск стовпа рідини в свердловині;Ртр – втрати тиску тертя вНКТ; Ру – тиск на гирло свердловини.

Розрізняють 2 видуфонтанирования свердловин:

- артезіанське дуття, коли піднімається рідина, яка містить пухирців газу;

- дуття рідини, що містить бульбашки газу – найпоширеніший спосібфонтанирования.

>Артезианское дуття зустрічається при видобутку нафти рідко. Воно можливе2-х випадках:

1) повну відсутність газу таРз >>Рг;

2) за наявності розчиненої газу нафти, який виділяється,т.к. Ру >Рнас іРз >Рг + Ру;

Оскільки присутність пухирців газу рідини зменшує щільність, тиск на забої свердловини, необхіднефонтанирования газованою рідини значно коротші, аніж за артезіанськомуфонтанировании.

>Артезианское дуття

Тиск на забої свердловини визначається поф-ле (1), у якій

>Рг = (2)

де - середня щільність рідини в свердловині; М – відстань між забоєм і гирлом.

Для похилих свердловин:

H = L ·cos (3)

де L – відстань від забою до гирла вздовж осі похилій свердловини; – середній кут кривизни свердловини.

При русі рідини поНКТ вона охолоджується і його щільність змінюється.

                                                (4)

дез,у – щільність рідини на гирло і забої свердловини відповідно.

Прифонтанированииобводненной нафти щільність рідини підраховується:

>з =н пл (>1-n) +в пл · n (5)    


>у =н буд (>1-n) +в · n (6)

Ру визначається відмежуванням свердловини від груповийзамерной установки чи розміром штуцера, установлюваного навикидной лінії фонтануючої свердловини для регулювання її дебіту.

>Ртр визначається за такою формулою:

                                     (7)

де L – довжина колониНКТ;ж – швидкість рідини.

                             (8)

деQн,Qв – дебіт нафти та води, наведений до стандартних умов;н,в – щільність зв й у в стандартних умовах;вн, ст – об'ємні коефіцієнти;f – площа перерізуНКТ.

ДіаметрНКТ серйозно впливає наРтр, наприклад при зменшенні на 10% (покриттяепоксидними смолами)Ртр зростають у 1,6 разу.

Коефіцієнт опору визначається через числоRe по відповідним формулам.

> залежить від режиму течії, приRe < 1200 протягомламинарное, приRe > 2500 –турбулентное і за 1200 <Re < 2500 – перехідна зона:

Приламинарном перебігу

                                                       (9)


Притурбулентном

                                                   (10)

Для перехідною зони

                                                   (11)

Притік рідини з пласта у замкову шпарину

                                                                     (12)

Вирішуючи щодоРз, одержимо

                                                                         (13)

При спільну роботу пласта і фонтанного підйомника на забої свердловини встановлюєтьсяРз, що б такий приплив рідини, який фонтанні труби зможуть пропустити при даної глибині свердловини, Ру,НКТ тощо. Для визначення цього припливу прирівняємо праві частини рівнянь (1) і (13):

                                                          (14)


Ліва частина рівності залежить відQ,т.к.Ртр і Ру залежить відQ, зі збільшенням витратиРтр і Ру – збільшуються.Рг залежить відQ.ЗаменимРтр і Ру певну функціюf(Q), тоді одержимо:

                                                               (15)

На цьому рівності треба знайтиQ. І тому переймаючись різнимиQ обчислюємо ліву частина рівності:

А =Рг +f(Q) (16)

І праву частина

                                                        (17)

Далі будуються два графікаА(Q) іВ(Q), зі збільшеннямQ А зростає, а У зменшується.

Крапка перетину ліній Проте й У визначить умова співпраці пласта і фонтанного підйомника, тобто. дає дебіт свердловиниQc і відповідне цьомудебитуРз.

>Фонтанирование з допомогою енергії газу

Прифонтанировании з допомогою енергії газу щільність стовпаГЖС в фонтанних трубах мала, тому гідростатичний тиск такий суміші буде набагато меншою. Отже, й уфонтанирования свердловини знадобиться меншезабойное тиск.

У зоні, де Р <Рнас, з нафти виділяється газ, причому цього газу прибуває, що менше тиск, тобто. чим більша різниця тисківР =Рнас – Р. У разі дуття відбуватиметься при тиску забої свердловини, перевищує тиск насичення (>Рз >Рнас), та газу буде виділятися на деякою висоті вНКТ.

Можливий інший випадок, коли дуття відбувається заРз >Рнас.

Вочевидь,Рз у разі буде

>Рз =Рб + Р (18)

деРб – тиск у башмакаНКТ прифонтанировании свердловини за постійним дебітом.

Р = (H - L) · g ·

гідростатичний тиск стовпа рідини між башмаком і забоєм (H - L)

М – глибина свердловини;

L – довжинаНКТ;

> – середня щільність рідини.

З іншого бокуРз можна визначити через рівень рідини вмежтрубном просторі

>Рз =Р1 +Р2 (19)

деР1 = h · · g – гідростатичний тиск умежтрубном просторі;Р2 =Рм +Р – тиск газу, що умежтрубном просторі, лише на рівні рідини;Рм – тиск газу, що умежтрубном просторі на гирло свердловини;Р – гідростатичний тиск стовпа газу від рівня до гирла.

>Р = (H - h) ·г

Схожі реферати:

Нові надходження

Замовлення реферату

Реклама

Навігація