Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 [ 139 ] 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Условия неполного выноса (накопления) воды: Re„ < Re„„p = 1600 Н<Н

(6.404)

Проверка основных расчетных зависимостей, а в целом и методов расчета процесса движения водонефтяных смесей на участке «забой-прием погружного оборудования», проведена по результатам промысловых исследований добывающих скважин глубинными манометрами.

Основные результаты обработки данных экспериментальных исследований представлены в табл. 6.6.

Как показывают расчеты, для скважин № 1805,1802 и 1787 выполняется условие (6.401) - расчетная величина Н\,, = 1529 м, т.е. при глубине спуска лифта больше этой величины накопления воды в скважине не происходит и плотность водонефтяной смеси в лифте и в скважине одинакова. Как видно из табл. 6.6, экспериментальные результаты подтверждают вышесказанное.

Для скважин № 737 и 762 условие (6.401) не выполняется - фактическая глубина спуска лифта 1200 м < 1529 м. Поэтому из скважины вся вода не выносится, плотность водонефтяной смеси в скважине больше плотности водонефтяной смеси в лифте.

Для скважин № 1619 и 941 условие (6.401) также не выполняется - фактическая глубина спуска лифта 1160 м и 1200 м меньше расчетной по (6.401) и равной 1586 м. В этих условиях невозможен полный вынос воды из скважины, что и подтверждают данные табл. 6.6.

Мы рассмотрели несколько различных механизмов движения смеси на участке «забой-прием». Расчет и построение кривых распределения давления Р = /(Я) для этого участка могут быть выполнены исходя из предположения, что перепад давлений определяется, в основном, весом гидростатического столба смеси. При необходимости к этой составляющей баланса энергии могут быть добавлены потери на трение, вычисляемые по формуле Дарси-Вейсбаха. При этом в расчете может быть использована вязкость нефти ц и приведенная скорость движения смеси, вычисляемая по (6.375).

Одним из важных элементов изучаемой системы является прием погружного оборудования, который оказывает существенное влияние не только на работоспособность погружного оборудования, используемого для добычи нефти (насос, подъемник), но и

Таблица 6.6

Результаты обработки экспериментальных исследований движения водонефтяных смесей в добывающих скважинах

Туймазинского нефтяного месторождения

*Под фиктивной плотностью водонефтяной смеси понимается плотность, вычисленная по фактическому фадиенту давления и включающая в себя потери на трение и скольжение.

й "Плотность водонефтяной смеси, вычисляемая по уравнению р„,= Р„(1-В„,)+Р,В„р-

определяет закон работы затрубного пространства скважины, зависящий от сепарации газа.

Рассмотрим основные закономерности естественной сепарации свободного газа у приема погружного оборудования и возможности их практического приложения.

6.26. ЕСТЕСТВЕННАЯ СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Коэффициентом естественной сепарации свободного газа у приема пофужного оборудования о называется отношение объема (объемного расхода) газа, ушедшего в зафубное просфанство (FJ, к общему объему (объемному расходу) (V) газа у приема пофужного оборудования при данных термодинамических условиях:

V V

- = у. (6.405)

Сепарационные процессы у приема погружного оборудования определяют эффективность работы всех взаимосвязанных элементов системы «пласт-скважина-насос-подъемник-наземные коммуникации». Достаточно указать, что коэффициент сепарации определяет не только, например, эффективность работы глубинного насоса, но и работоспособность насосной установки в целом; характер распределения давления в насосно-компрессорных фубах и зафубном пространстве; целесообразность применения газосепараторов; оптимальную область применения хвостовиков, пульсацию и т.д. Кроме того, сепарация газа у приема пофужного оборудования, как это будет показано ниже, приводит к изменению давления насыщения.

В настоящее время в связи с оптимизацией работы нефтяных скважин, погружного и наземного оборудования вопрос расчета сепарационных процессов у приема пофужного оборудования приобретает особую актуальность.

Несмофя на то, что известно значительное количество работ, посвященных сепарации газа, до последнего времени не имелось научно обоснованных и экспериментально проверенных зависимостей, позволяющих рассчитывать коэффициент сепарации у приема различного пофужного оборудования. Более того, физическая сущность процесса сепаращи понималась различными авторами по-разному. Одни авторы считали, что процесс сепарации зависит только от гео-мефических характеристик приема и скважины (диаметр скважины),