Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин. Гжс это нефть


Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

Механика Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

просмотров - 233

Учитывая зависимость отфизических свойств жидкости и характера ввода газа в поток могут возникать различные структуры движения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление меньше давления насыщения, выделяющийся из нефти свободный газ образует тонкодисперсную структуру, называемую эмульсионной (а). Мелкие газовые пузырьки более или менее равномерно пронизывают массу нефти, образуя практически однородную квазигомогенную смесь газа и жидкости. Вследствие своей малости (доли мм) и большой плотности газовые пузырьки обладают малой архимедовой силой. По этой причине их скорость всплытия относительно жидкости пренебрежимо мала и в расчетах может не учитываться. Это происходит до тех пор, пока в результате уменьшения давления при движении смеси вверх по трубе газовые пузырьки, расширяясь, увеличивают объемное газосодержание потока до 20—25%. При дальнейшем уменьшении давления и поступлении из нефти новых количеств газа пузырьки, сливаясь, образуют глобулы больших размеров, измеряемые в диаметре несколькими сантиметрами. Скорость всплытия таких глобул в результате действия архимедовой силы становится большой, достигая нескольких десятков сантиметров в секунду. Это ухудшает энергетические показатели процесса подъема. Такая структура принято называть четочной (б).

При больших расходах газа возникает стержневая структура (в), при которой газ с распыленными в нем каплями жидкости движется непрерывным потоком, увлекая за собой по стенкам трубы волнистую пленку жидкости.

Рис. VII.7. Структуры газожидкостного потока:

а — эмульсионная; б — четочная: в — стержневая

При стержневой структуре движения скорость газа по отношению к жидкости достигает нескольких метров в секунду. Между эмульсионной, четочной и стержневой структурами не существует резких границ перехода и тем не менее некоторые исследователи выделяют переходные структуры от эмульсионной к четочной, и от че-точной к стержневой (рис. VII.7). На возникновение той или иной структуры существенное влияние оказывает вязкость нефти, а также наличие в ней различных ПАВ, способствующих диспергации газа в потоке.

УРАВНЕНИЕ БАЛАНСА ДАВЛЕНИЙ

При проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определœение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать

P1= Рс + Ртр + Рус + P2, (VII .8)

где Р1 — давление в нижней части трубы, Рс — давление, уравновешивающее гидростатическое давление столба ГЖС, Ртр— потери давления на преодоление сил трения при движении ГЖС, Рус — потери давления на создание ускорения потока ГЖС, так как его скорость при движении в сторону меньших давлений увеличивается из-за расширения газа; Р2 — противодавление на верхнем конце трубы.

Уравнение (VII. 8) справедливо для всœех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.

При практических расчетах могут возникнуть две основные задачи, когда известно давление вверху Р2 и требуется определить давление внизу Р1 или наоборот. При этом всœе другие условия, такие как длина трубы, ее диаметр, расход поднимаемой жидкости, свойства жидкости и газа и другие, должны быть известны. Это так называемые прямые задачи. Но могут возникать и другие задачи, которые можно назвать обратными, когда, к примеру, требуется определить расход поднимаемой жидкости q при заданном перепаде давления Р1 — Р2. Или определить крайне важное количество газа Г0 для подъема заданного количества жидкости q при заданном перепаде давления Р1 — Р2 и ряд других задач. Во всœех случаях крайне важно знать слагаемые, входящие в уравнение баланса давления (VII.8).

Обозначим р — плотность жидкости, L — длина трубы по вертикали, рс — плотность ГЖС, h — потеря напора на трение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС, hус — потеря напора на ускорение на участке трубы длиной в 1 м столба ГЖС. Тогда

(VII.9)

Деля всœе слагаемые на pgL, найдем

(VII. 10)

Слева от знака равенства написана величина, которая является действующим перепадом ( Р1— Р2), выраженным в метрах столба поднимаемой жидкости, отнесенным к 1 м длины трубы. Эту величину обозначают

. (VII. 11)

При Р2 = 0 (истечение в атмосферу) величина ε совпадает с тем относительным погружением (ε = h/L), о котором шла речь при рассмотрении физической характеристики процесса движения ГЖС.

Выражение (VII. 11) является более общим, так как учитывает противодавление Р2.

Уравнение (VII.9) может быть записано в дифференциальной форме при

(VII. 12)

или в конечных разностях

(VII. 13)

Величины рс, hтр, hyс зависят от термодинамических условий потока, изменяющихся с глубиной, и в первую очередь существенно зависят от давления. Эти условия непрерывно изменяются вдоль трубы и их аналитический учет достаточно сложен. Задача сводится к интегрированию уравнения (VII. 12) в пределах от 0 до L либо к численному суммированию приращений давления, определяемых (VI 1.13), также в пределах от 0 до L. Чем меньше участки трубы Δl, на которые может быть разбита вся длина подъемных труб, тем меньше будут изменяться слагаемые, входящие в уравнение баланса давления.

В случае если для таких коротких участков трубы рассчитать падение давления Δpj, то общий перепад составит сумму

(VII. 14)

где (VII. 15)

Из (VII. 14) следует, что если известно давление вверху Р2, то

В случае если известно давление внизу Р1, то

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, задача сводится к расчету потерь давления на коротких участках подъемника при заданных параметрах движения (q, d, Г, р и пр.) и последующем их суммировании. Очевидно, чем больше n, т. е. чем меньше Δl, тем точнее будет такое решение. При этом практика подобных вычислений показывает, что при n =10- 15 достигается достаточная точность.

Читайте также

  • - Структура потока ГЖС в вертикальной трубе

    В зависимости от физических свойств жидкости и характера ввода газа в поток могут возникать различные структуры движения ГЖС в трубе, которые существенным образом влияют на энергетические показатели подъема жидкости. В фонтанных скважинах на участке НКТ, где давление... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    К вопросу о расчете и методе испытаний насосов на ГЖС - Бурение и Нефть

    Журнал входит в перечень ВАК

    (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

    On the issue of calculation and test method for pumps at work in gas-liquid mixture

    V. GILEV, A. RABINOVICH, A. IVASHOV «Novomet-Perm» CJSC S. AGEEV, «OKB BN Konnas» OJSC

    Результаты экспериментов по определению распределения давления в насосе из 160 ступеней ВНН5-50 обработаны с использованием предложенной ранее методики расчета насоса при работе на ГЖС, основанной на некой характеристике ступени Hст-f(β,P). По расчетным данным построены графики распределения по длине насоса величин: газосодержания, напора единичных ступеней, плотности ГЖС. На основании обработки данных серии экспериментов построены зависимости напора ступеней от давления при заданных β.Ч.2. Применение метода расчета к обработке данных по распределению давления в длинных сборках, см. Ч.1, №2, 2012.

    As per calculation data along pump’s length there are drawn distribution graphs of the following values: gas content, thrust of single stages, density of gas-liquid mixture. Results of experiment series are represented as dependences of head of stages on pressure at prefixed β.

    Одним из факторов, осложняющих работу УЭЦН, является влияние свободного газа, которое определяется не только величиной входного газосодержания βвх, но и целым рядом других параметров: давлением на входе в насос, дисперсностью и пенистостью смеси, числом и конструкцией ступеней, условиями подвода смеси к входу насоса [1 – 11]. Результаты испытаний на ГЖС также зависят от потребного напора гидравлической системы стенда [12 – 15]. Существенное влияние оказывает плотность газа [16].В первой части статьи [15] предложен метод расчета работы насоса на ГЖС по некой характеристике единичной ступени. Предложена также методика испытаний для получения этой характеристики. Для реализации предложенной методики необходимо раздельно управлять как минимум тремя параметрами: газосодержанием на входе βвх, давлением на входе в насос Pвх и на выходе из насоса Pвых, что является достаточно сложной технической задачей.В настоящей работе предпринята попытка получить информацию о виде характеристики единичной ступени из результатов традиционных испытаний длинных сборок, в которых фиксируется распределение давления по длине.В работе использован метод расчета, предложенный в [15].В [15] по зависимости Hст-f(β,P) строится среди прочих функция распределения давления1 по длине насоса P-f(N). Функция Hст-f(β,P) имеет смысл некой характеристики единичной ступени и имеет вид поверхности в трехмерном пространстве Hст-P-β. В настоящей статье мы по функции P-f(N) строим функцию Hст-fкр(β,P). Где Hст-fкр(β,P) имеет смысл зависимости напора2 от газосодержания и давления для ступеней насоса, испытанного при конкретных условиях на входе в насос, и представляет собой пространственную кривую (далее – 3D кривую), проходящую по поверхности Hст-f(β,P).Предполагаем, что по серии кривых Hст-fкр(β,P) можно построить Hст-f(β,P). Показать такую возможность – задача этой статьи.Методически это выполняется в следующей последовательности. Сначала проводится тщательная экстраполяция экспериментальных кривых P = f(N). В результате функция P = f(N) задается численно с помощью экстраполирующих функций, и мы получаем численные значения P для каждого N. Далее можно вычислить разницу между давлениями соседних ступеней, то есть фактически функцию распределения Hст = Pn – Pn-1 по длине насоса. Остальные параметры рассчитываются по стандартной методике расчета [15] (1 – 4).Идея расчета и сами расчеты просты. Принцип пошаговый. Каждая ступень повышает давление, при этом уменьшается объем газа, в соответствии с изменением β и P меняется напор, создаваемый соответствующей ступенью.Предполагаем [15], что напор насоса – простая сумма напоров, создаваемых отдельными ступенями, а срыв происходит только из-за невыполнения условия∑1N Hn ≥ HC.  где HC – потребный напор гидравлической системы.В основе расчетов лежит закон Бойля – Мариотта: pV = const.Напор Hст, создаваемый ступенью под номером N Hст, вычисляется по известным Pn и Pn-1Hст = Pn – Pn-1.                                                             (1)В остальном процедура расчета соответствует описанию, данному в [15].На входе в ступень n-1 газосодержание βn-1. Соответственно, в единице объема ГЖС на входе VГ1 = βn-1 и VВ = 1-βn-1. Затем считаются эти же величины на выходе из этой ступени и, соответственно, на входе в последующую ступень n.Объем газа на выходе ступени n-1 в соответствии с законом pV = const будет равенVГ2 = Pn-1*βn-1/Pn.                                                          (2)Объем воды не изменяется, поэтому сумма объемов воды и газа на выходе составитVГ2+ 1-βn-1.                                                                    (3)Газосодержание на выходе ступени n-1 и входе в ступень n:βn= (Pn-1*βn-1/Pn )/(Pn-1*βn-1/Pn + 1-βn-1).                         (4)Далее цикл счета повторяется, в нем используются новые значения Pn+1 и Pn, взятые из численной экстраполяции экспериментальной кривой P-f(N) и полученное в предыдущем цикле расчета значение газосодержания βn.В данном варианте расчета, зная функцию P = f(N), полученную замерами давления вдоль длины насоса при заданных βвх и Pвх и числе ступеней N, мы можем получить информацию о распределении вдоль длины насоса таких параметров, как газосодержание, напор единичных ступеней, плотность ГЖС, а также взаимозависимости этих параметров между собой и давлением.

    Рис. 1. График P = f(N) (а) и полученные из него расчетом графики Hст = f(N) (б), β = f(N) (в), Hст = f(β) (г), β = f(N) (д) для сборки N = 160 ступеней ВННП5А–50 при Qж.нач. = 50 м3/сут., βвх = 50%, Pвх = 4 атм. Исходные данные – из испытаний на смеси «вода–воздух–ПАВ»

    На рис.1 приведены в качестве примера результаты подобного расчета для сборки из 160 ступеней ВННП5А-50, испытанной на ГЖС при Qж.нач = 50 м3/сут., βвх = 50%.Исходный график P = f(N), полученный в эксперименте, приведен на рис. 1а, график изменения значений Hст = Pn-Pn-1 по длине насоса – на рис. 1б. В соответствии с падением давления на участке диспергирующих ступеней происходит рост газосодержания (рис. 1в), затем, начиная примерно со ступеней с номерами около 70, газосодержание уменьшается. Соответственно ведет себя и график изменения плотности ГЖС, рис. 1д.При обработке кривой 1а получены высокие значения Hст на рис. 1б и рис. 1г на уровне 0,8 атм. Однако осредненные величины, полученные обработкой данных прямолинейными трендами, не выходят за рамки привычных показателей.Наиболее значимый результат подобной обработки функции P = f(N) представлен на рис. 1г, который прежде всего подтверждает возможность работы обычных ступеней ВНН при высоких газосодержаниях на входе в ступень. Ступени могут создавать напор даже при β~65%. Постепенное увеличение создаваемого единичной ступенью напора с уменьшением β, можно объяснить влиянием соответствующего изменения плотности ГЖС.Отклонения от монотонной зависимости напора ступеней от газосодержания, рис. 1г, в данной статье мы не обсуждаем. Отметим только, что максимум на кривой Hст = f(β) на рис. 1г в районе 3 – 5%, возможно, является аналогом пиков на кривых, обнаруженных ранее при испытаниях пятиступенчатых сборок малорасходных центробежно-вихревых ступеней на ГЖС «вода–воздух» в том же диапазоне газосодержаний [12].Следует отметить, что график Hст = f(β) (рис. 1г) в данном случае является проекцией 3D кривой Hст = fкр(β, P) на плоскость Hст-β трехмерного пространства Hст-β-P. Проекция этой же 3D кривой Hст = fкр(β, P) на плоскость β-P имеет следующий вид (рис. 2).Если 3D кривые Hст = fкр(β, P) расположены на 3D поверхности Hст = f(β, P), то по серии 3D кривых в принципе можно построить искомую 3D поверхность.Описанная методика имеет ряд недостатков, но она принципиально возможна, что доказывается обработкой результатов серии экспериментов на длинной

    burneft.ru

    6.1. Характеристика гжс

    Кроме параметров, характеризующих однородную жидкость, таких как плотность, вязкость, теплоемкость, теплопроводность, для ГЖС вводятся еще несколько параметров, присущих только для них. Это-газовое число, газосодержание, относительная скорость, дисперсность, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз, прочность поверхности раздела, устойчивость ГЖС.

    Газовое число G – отношение объема свободного газа Vг к объему жидкости Vж в зафиксированном объеме смеси при определенных условиях (Р,Т)

    (6.1)

    Наиболее употребительным является параметр – газосодержание об, являющееся отношением объема газа Vг к общему объему газа и жидкости в определенном объеме смеси

    (6.2)

    Для процесса движения газа и жидкости, каковым в действительности и является их условие существования в трубах, лучше применять параметры – объемное расходное содержание 

    , (6.3)

    где V- объемный расход газа, qж – объемный расход жидкости.

    Для понятия «массовое расходное газосодержание»(м.р.) надо ввести в формулу плотность газа г и жидкости

    (6.4)

    Истинное газосодержание  - отношение площади поперечного сечения трубы, занятой газом fг ко всей площади сечения трубы f

    (6.5)

    Дисперсность газа в жидкости – степень раздробленности газовой фазы, характеризующаяся величиной пузырьков газа, распределенных в жидкости. Если пузырьки газа распределены в жидкости, то жидкость является дисперсной средой, газ –дисперсной фазой. В противном случае – наоборот. В процессе движения меняется дисперсность фаз: укрепляются(коалесцируют) газовые пузырьки или наоборот диспергируют(дробятся). То же самое может происходить с жидкостью. Дисперсность газа в жидкости определяет структуру смеси.

    Поверхностное натяжение – способность фазы сохранять свою поверхность и характеризует энергетические затраты на изменение этой поверхности, связанной например, с диспергированием. Регулирования величины поверхностного натяжения можно добиться введением в ГЖС поверхностно-активного вещества, молекулы которого обладают способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз.

    Поверхность ГЖС является важным параметром при расчете процесса подъема смеси по трубе (лифтирование), так как определяет массовый расход, скорость движения, а, значит, гидравлические потери в трубе. Поскольку поток многофазный(нефть, газ, вода) возникают трудности определения плотности, которые усугубляются перемещением смеси и изменением соотношения фаз.

    Можно представить расположение фаз, образующих ГЖС, в сечении подъемника так, как показано на рис.6.1. Тогда

    f =fж + fг (6.6)

    fж= fн+fв (6.7)

    Здесь f, fж, fг , fв – соответственно сечение трубы, fж –часть сечения, занятая жидкостью, fг – газом, fв - водой.

    Для водонефтяной смеси можно записать

    (6.8)

    Представив водонефтяную смесь как однородную жидкость, запишем: скорость Vвн ее движения через площадь fж

    (6.9)

    Теперь рассмотрим давление этой жидкости совместно с газом. Скорость газа Vвн при этом составит

    Vвн = Vг-Vвн (6.10)

    studfiles.net

    К вопросу о расчете и методе испытаний насосов на ГЖС. Метод расчета и требования к методике получения характеристики единичной ступени - Бурение и Нефть

    Журнал входит в перечень ВАК

    (495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

    On the issue of calculation and test method for pumps at work in gas-liquid mixture

    V. GILEV, A. RABINOVICH, A. KOBJAKOV Novomet-Perm, CJSC

    Предложена методика расчета насоса при работе на ГЖС, основанная на некой характеристике ступени Hст-f(β,P), имеющей вид 3D поверхности в трехмерных координатах Hст, β, P. Сформулированы требования к методике испытаний, обеспечивающие получение необходимой характеристики ступени.

    Calculation method of pump at work on gas-liquid mixture was suggested, which based on certain stage characteristic Hst-f(β,P). This characteristic have the appearance of 3D surface in three-dimensional coordinates Hst, β, P. Requirements to test method are formulated, which ensure acquisition of required stage characteristic.

    Исследования работы многоступенчатых центробежных насосов на ГЖС ведутся давно, однако до сих пор нет единого понимания вопроса [1 – 10]. Наиболее известны и считаются классическими работы Ляпкова П.Д. и его последователей [2 – 4, 6 – 9]. Исследованы основные факторы, влияющие на работу насоса на ГЖС: давление у входа в насос [3,6], пенистость перекачиваемой среды [3,7], дисперсность ГЖС [3], особенности конструкции ступени [4]. В практике используются различные алгоритмы расчета характеристик ЭЦН на ГЖС. По нашему мнению, наиболее обоснованным является алгоритм, разработанный Дроздовым А.Н. [11], который использует все идеи, высказанные различными исследователями до него, уточненные по экспериментально полученным зависимостям. Алгоритм вошел в программу подбора УЭЦН к скважинам Novomet Sel-Pro. В настоящей работе предлагается несколько иной подход к методам расчета и испытаний насосов, работающих на ГЖС. Метод расчета не охватывает всех перечисленных выше факторов, однако, по мнению авторов, может быть полезен для понимания работы насосов, по крайней мере, на модельных смесях. Необходимо ввести понятие «собственно характеристики ступени», по которой можно было бы рассчитать характеристику насоса при любых значениях таких факторов, как: длина насоса, газосодержание и давление на входе в насос.Такой характеристикой является зависимость напора, создаваемого ступенью от объемного газосодержания и давления на входе Hст= f(β, P) в широких диапазонах этих параметров. Трехмерную характеристику можно получить, снимая серию двухмерных характеристик Hст= f(β) при разных давлениях на входе в испытуемую сборку. Применение для съема двухмерных характеристик Hст= f(β) при фиксированных давлениях сравнительно коротких сборок позволяет избежать ошибок из-за усредненности «среднеинтегральных характеристик [9]», однако накладывает более строгие требования к методике испытаний, которая должна быть отличной от общепринятой.Прежде всего, для получения достоверных результатов при снятии зависимостей Hст= f(β) в широком диапазоне газосодержаний, необходимо соблюдение следующих трех условий:

    Рис. 1. а – результаты измерений на сборке из пяти ступеней 1ВННП5-15 при Qж.нач = 15,4 м3/сут с двумя узлами ввода газа (узлами подготовки ГЖС). Испытание на смеси «вода–воздух»; б – вид узла 1; в – вид узла 2

    1. Обеспечение равномерной и дисперсной структуры ГЖС на входе в насос. Для этого ГЖС типа «вода–воздух» и «вода–воздух–ПАВ» необходимо готовить прямо перед входом в первую ступень, вводя газ в воду через большое количество отверстий при небольшом перепаде давлений, что дает возможность уменьшить размер пузырьков газа. В случае горизонтального расположения насоса необходимо избегать расслоения ГЖС перед входом в насос, например за счет сужения сечения подводящего канала или с помощью специальных пазов с отверстиями на дне, позволяющих увеличить уровень жидкости над отверстиями ввода газа.При соблюдении этого условия при любом газосодержании на входе в насос любой длины газовые пробки внутри насоса не образуются, а при соблюдении еще двух условий, о которых речь будет впереди, не будет срыва подачи, а величина Hст= f(β) будет положительной, хотя и малой при больших газосодержаниях. Чтобы проиллюстрировать первое условие, приводим данные эксперимента (рис. 1). На рис. 1б показано, что в узле 1 для предотвращения расслоения ГЖС отверстия ввода газа выполнены в нижнем секторе, при любых условиях покрываемом водой. Но если жидкость подается с малой скоростью, то такие меры недостаточны, поскольку толщина слоя воды над отверстиями и скорость движения воды будут малы, что приведет к расслоению ГЖС перед входом в ступень. В узле ввода 2 (рис. 1в) снижена площадь сечения подводящего канала, а также добавлен паз с нижней стороны, имеющий отверстия ввода газа на дне. Это позволило подводить к первой ступени газ и воду в виде ГЖС даже при малых расходах жидкости. Поэтому если при использовании первого узла ввода (рис. 1б) кривая Hст= f(β) построена до β = 5%, то при использовании узла ввода 2 (рис. 1в) диапазон измерения увеличился до β = 35%.2. Устранение срыва подачи насоса во время испытаний с помощью регулирования потребного напора гидравлической системы стенда (отсутствие перегрузки).Под перегрузкой понимается превышение потребного напора системы HC*1, над напором H, который может создать насос в данных условиях испытания, то есть напор насоса должен быть больше или равен потребному напору системы, в которой работает насос. Это общеизвестное условие работы насоcа [10,12]. Другими словами, можно сказать, что насос в процессе снятия кривой Hст= f(β) не должен быть перегружен, что даст возможность промерить его свойства в более широком диапазоне β. В связи с тем, что с возрастанием объемного газосодержания на входе в насос создаваемый насосом напор уменьшается, методика испытаний должна предусматривать снижение потребного напора гидравлической системы стенда при повышении газосодержания на входе в насос. Напомним, что потребный напор состоит из двух составляющих: статической и динамической [12]. Согласно нашей методике потребный напор снижается уменьшением hст. При испытании на воде где Hвх, Hвых – высота столба воды на входе и выходе из насоса.В случае испытания на ГЖС Hвых заменяется интегралом [13,14]: где ρh – плотность ГЖС на высоте h.А при использовании бустерного насоса на входе в насос Hвх в (4) заменяется на высоту столба жидкости, создающего давление эквивалентное Pвх: При использовании бустерного насоса на входе в насос и отсутствии столба ГЖС на выходе из насоса: Динамическая или иначе скоростная составляющая потребного напора: В наиболее простых вариантах методики снижения hст можно добиться уменьшением высоты столба ГЖС на выходе из насоса. 3. Обеспечение необходимой величины потребного напора гидравлической системы стенда (отсутствие недогрузки насоса во время испытаний).Под недогрузкой насоса понимается ситуация, при которой потребный напор системы, в которой работает насос, HC меньше, чем напор, который может создать насос при заданных βвх, P, и дисперсности ГЖС. Если такая ситуация возникает на испытательном стенде, то измеряемый на стенде напор насоса HИ будет меньше некоего потенциального напора насоса HП HИ<HП. Это следствие фундаментального закона, выраженного уравнением H=HC. Если мы искусственно занижаем величину HC, то как следствие получаем заниженную величину измеряемого напора HИ<HП. В крайней ситуации, если мы искусственно задаем отрицательную величину HC, то и получаем отрицательную величину измеряемого напора HИ при отсутствии срыва подачи.Наша же цель – определить величину HП*2. Для этого необходима система подстройки HC до уровня HП при каждом измерении. Совершенно недостаточно использования крана-задвижки в качестве гидравлического сопротивления и основной составляющей hдин. Требуется еще возможность регулирования статической составляющей hст, т. к. характер изменений HП и HC (hдин) с изменением β может быть разным, хотя обе величины с ростом β уменьшаются. Излишне быстрое падение hдин нужно компенсировать положительным значением статической составляющей hст, величину которой необходимо регулировать. С одной стороны, величину статической составляющей потребного напора hст по мере увеличения β требуется уменьшать, чтобы не было перегрузки, а с другой стороны, испытания должны проходить в условиях, не сильно удаленных от условий, близких к срыву подачи. О роли hст говорится в работе [14], где утверждается, что недостаток статической составляющей нагрузки во время испытаний приводит к искажению результатов. В крайнем проявлении недостаток hст – это отрицательные значения этой величины.Кстати, отрицательная величина hст типична при проведении испытаний с использованием бустерного насоса для повышения давления на входе, потому что обычно никаких мер по увеличениюhст не предпринимается. В этом случае значение hст становится отрицательным. Величина HC= hст+hдин также может приобрести отрицательное значение при стремленииhдин к нулю при увеличении β, что имеет место на коротких сборках и сборках длиной порядка 20 – 30 ступеней. Эта ошибка проявляется тем сильнее, чем короче сборка испытуемого насоса, т. к. величина hдин определяется газосодержанием в ГЖС на выходе из насоса.

    Рис. 2. Зависимости напора на одну ступень от газосодержания на входе сборки из 22 ступеней МФОН5-200 производства ЗАО «Новомет-Пермь». Испытание проведено с ПАВ при Pвх= 3 атм. В рамке справа приведены значения Qж.нач в м3/сут, которые характеризуют положение крана задвижки для каждой кривой. Испытание на смеси «вода–воздух–ПАВ»

    В качестве примера приведем результат испытания сборки из 22 ступеней МФОН5-200 производства ЗАО «Новомет-Пермь» с ПАВ (рис. 2). Испытания проводились на стенде [5] с избыточным давлением на входе Pвх= 3 атм. Кривые зависимости напора от газосодержания при трех положениях задвижки (полностью открытой и двух близких к нему положениях) переходят в область отрицательных значений. Срыва подачи при этом не происходит. Учитывая, что на выходе из насоса не было столба ГЖС, в этом случае hст= -30 м, согласно уравнению (5).Если для сборок средней длины (N = 20 – 30) отрицательных величин измеряемых значений напора не принято замечать, т. к. это проявляется только в крайних положениях задвижки, то для пятиступенчатых сборок центробежно вихревых ступеней 1ВННП5-15 и 1ВННП5-44 при достаточно малой отрицательной величине hст ~ -1 м это явление проявляется во всем интервале Qж.нач. при значительно меньших значениях газосодержания на входе в насос (рис. 3). Приведенные на рис. 3 данные получены на 5-ти ступенчатых сборках, замеры давлений вели между 2-ой и 5-ой ступенями, избыточное давление на входе в сборку было порядка 1 м водяного столба, на выходе из насоса столба ГЖС не было. Напор указан в метрах водяного столба.Возникает вопрос, почему это явление так хорошо проявляется на коротких сборках и менее заметно на более длинных. Это следствие того, что в длинных сборках успевает пройти сжатие газа и газосодержание на выходе значительно меньше, чем на входе, поэтому hдин превышает отрицательную hст, и HC остается положительной вели

    burneft.ru

    Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин

     

    Способ может быть использован в нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в измерении дебита газожидкостной смеси (ГЖС) и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости, или одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика. При этом дебит газа определяют упомянутым ранее способом. Способ позволяет повысить достоверность измерительной информации и снизить стоимость реализации измерения дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь. 1 з.п.ф-лы, 2 ил., 1табл.

    Изобретение относится к области измерения количества газожидкостной смеси и предназначается для использования в нефтедобывающей промышленности при измерениях количества жидкости и газа в продукции скважин и других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях.

    Известен способ [1] измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, представляющей собой газожидкостную смесь, основанный на сепарации газожидкостной смеси с последующим поочередным определением скорости заполнения отделенной от газа жидкостью емкости известной вместимости и скорости выдавливания этой жидкости газом, отделенным при сепарации от жидкости. Недостатком этого способа является цикличность процессов измерения дебита жидкости и газа, взаимоисключающих друг друга, т.е. при измерении дебита жидкости не измеряется газ и, наоборот, при измерении дебита газа не измеряется жидкость. Это ведет к потере измерительной информации, что является особенно актуальным при групповом способе учета добычи, при котором к одному измерительному устройству поочередно подключается от 8 до 14 скважин. Кроме того, при снижении дебита газа до значения ниже значения дебита жидкости, что характерно для скважин старых обводненных месторождений, скорость выдавливания падает вплоть до полной остановки. При этом процесс измерения дебита продукции скважин прекращается. Известен способ [2] покомпонентного измерения продукции нефтяных скважин, заключающийся в измерении дебита газожидкостной смеси, отборе точечных проб этой смеси по заданной программе, накопления их в калиброванном цилиндре с поршнем и датчиком линейного перемещения этого поршня, определении соотношения компонентов (коэффициентов значимости) путем центрифугирования (сепарирования) интегральной пробы, накопившейся в калиброванном цилиндре, до расслоения ее на компоненты: вода, нефть, газ и последующего вытеснения поршнем из калиброванного цилиндра расслоившейся смеси через емкостной индикатор потока в сборный коллектор. При этом границы слоев каждого компонента определяют по изменению диэлектрической проницаемости, а объем (толщину слоя) каждого компонента определяют по величине хода поршня, регистрируемой датчиком линейного перемещения. Дебит воды, нефти и газа рассчитывают путем умножения значения дебита газожидкостной смеси на соответствующий коэффициент значимости. Недостатком этого способа является чрезвычайно высокая сложность его реализации, большая стоимость требуемого оборудования. Наличие большого количества прецезионных подвижных частей снижает надежность работы оборудования в условиях эксплуатации, характеризующихся наличием в продукции нефтяных скважин агрессивных и механических примесей. Недостатком известного способа является также низкая достоверность информации. Известно, что при центрифугировании продукции нефтяных скважин образуется стойкая водонефтегазовая эмульсия (пена), препятствующая четкости расслоения. Кроме того, парафиносмолистые соединения, присутствующие в нефти и обладающие высокой адгезионной способностью, совместно с упомянутой ранее эмульсией при прохождении через индикатор потока обволакивает его электроды. Поскольку парафиносмолистые соединения и эмульсия имеют некоторое усредненное значение диэлектрической проницаемости, межкомпонентные границы сглаживаются и становятся практически непрозрачными для индикатора потока емкостного типа. Положение усугубляется незначительностью объема интегральной пробы, накапливаемой в калиброванном цилиндре и подвергаемой анализу в силу естественных ограничений по времени измерения и вместимости пробозаборного устройства пробоотборника. Целью изобретения является повышение достоверности измерительной информации и снижение стоимости реализации способа измерения дебита продукции нефтяных скважин. Указанная цель достигается тем, что при измерении дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь (ГЖС), способом, заключающимся в измерении дебита ГЖС и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости, или одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика. При этом дебит газа определяют упомянутым ранее способом. Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия". Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин отличается тем, что исключается зависимость достоверности измерения дебита от физических характеристик измеряемого продукта, а также снижается стоимость и повышается надежность устройства для измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованного на базе этого способа. Таким образом, заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин соответствует критерию "новизна". На фиг. 1, 2 изображены эквивалентные схемы реализации способа. Согласно фиг. 1 ГЖС поступает на вход первого (например, лопастного) счетчика (1), который регистрирует ее дебит, после чего ГЖС поступает в верхнюю часть сепаратора (2), где происходит отделение газа от жидкости. Далее выделившийся газ поступает через трубопровод (3) в сборный коллектор, а жидкость стекает в накопитель (4). Уровень жидкости в накопителе регулируется поплавковым устройством (5) и заслонкой (6), установленной на трубопроводе (3). По мере поступления жидкости повышается ее уровень, поплавковое устройство прикрывает заслонку, в сепараторе повышается давление газа и жидкость через второй счетчик (1) поступает в сборный коллектор. При подключении скважины с пониженным дебитом газа уровень жидкости повышается и степень открытия заслонки уменьшается (вплоть до полного закрытия при отсутствии газа). При подключении скважины с повышенным дебитом газа уровень жидкости понижается и степень открытия заслонки увеличивается (вплоть до полного открытия при достижении дебита газа расчетного значения). Определение дебита ГЖС производят по показателям первого счетчика (1), дебита жидкости по показаниям второго счетчика (1) с учетом разницы уровня жидкости в накопителе (4), регистрируемого датчиком (7), при подключении скважины на измерение и по окончанию периода измерения. Расчет дебита газа производят по разности значений дебита ГЖС и жидкости в рабочих условиях с последующей корректировкой его значения по температуре и давлению. Расчет дебита нефти и воды производят известным способом по текущему значению плотности жидкости (водно-нефтяной смеси), поступающей в накопитель, и значениям плотности воды и нефти на конкретном месторождении, определяемых лабораторным способом. При этом плотность жидкости определяют, например, с помощью датчика гидростатического давления, установленного на сепараторе (на рисунке не показан). Согласно фиг. 2 заявляемый способ реализуется с помощью реверсивного счетчика (1). Рассмотрим случай, когда в качестве счетчика используется трубопоршневой блок, в состав которого входит переключатель потока (8), калиброванная труба (9) с расширителями (10) на концах, поршень (11) и сигнализаторы (12) прохождения поршня по калиброванной трубе, установленные в начале и в конце мерного участка. Расширители (10), в свою очередь, оборудованы амортизаторами, а торцы калиброванной трубы (9) в месте сочленения с расширителями выполнены в виде посадочных гнезд поршня (11). Предположим, что в исходном положении (см. фиг. 2) поршень находится в левом расширителе и прижат амортизатором к посадочному гнезду. Накопитель сепаратора (2) заполнен жидкостью. В процессе работы ГЖС поступает в левый расширитель и под ее напором поршень входит в калиброванную трубу и движется слева направо. При прохождении поршня под толкателем левого сигнализатора последний выдает сигнал контроллеру (на рисунке не показан) на начало отсчета времени. При прохождении поршня под толкателем правого сигнализатора он выдает сигнал контроллеру на окончание отсчета времени и включение привода переключателя потока. Цикл измерения дебита ГЖС заканчивается. После поворота запорного органа переключателя потока ГЖС поступает в накопитель жидкости сепаратора, в зону газлифта (13). Газлифтом газированная смесь поднимается на поверхность уровня жидкости, где газ выделяется и создает подпор давления в газовой шайке сепаратора, а жидкость создает гидростатический подпор на нижние, в большей степени разгазированные, слои жидкости. Под действием давления газа и гидростатического подпора жидкость из нижней части накопителя поступает в правый расширитель и перемещает поршень в калиброванной трубе справа-налево. При этом по сигналу правого сигнализатора начинается отсчет времени, а по сигналу левого -заканчивается отсчет времени и включается привод переключателя потока. Дебит ГЖС рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня слева-направо и времени его движения между левым и правым сигнализаторами. Дебит жидкости рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня справа-налево и времени его движения между правым и левым сигнализаторами. При градуировке трубопоршневого блока определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от левого сигнализатора до правого (вместимость камеры измерения дебита ГЖС) и вводят ее значение в память контроллера. Определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от правого сигнализатора до левого (вместимость камеры измерения дебита жидкости) и также вводят ее значение в память контроллера. В силу конструктивных особенностей значения вместимости камеры измерения дебита ГЖС и камеры измерения дебита жидкости, как правило, несколько отличаются друг от друга. Изобретение иллюстрируется следующим примером. Производились измерения дебита ГЖС и жидкости с помощью трубопоршневого блока на заводском стенде и на пункте предварительной подготовки нефти ЦДНГ N 2 НГДУ "Туймазанефть". Вместимость камеры измерения дебита ГЖС составляла 46,725 литра, вместимость камеры измерения дебита жидкости - 46,534 литра. Измерения проводились при давлении от 0,9 до 3,0 ктс/см2 и температуре 17 - 21oC. Результаты измерения дебита ГЖС жидкости и определения дебита газа в рабочих условиях приведены в таблице. Предлагаемый способ позволяет закрыть проблему учета продукции нефтяных скважин с большим газосодержанием (в реализации по рис.1) и продукции нефтяных скважин на старых обводненных месторождениях, обеспечить высокоточный учет малообводненной нефти после пунктов предварительной подготовки нефти на промыслах, обеспечить учет нестабильных продуктов (бензин, газовый конденсат) при перекачке их по трубопроводам или при наливе в цистерны и других продуктов с узкой границей перехода из жидкой фазы в газовую и наоборот, а также жидкостей, где газовая фаза может появиться в результате технологических переделов или нестабильности технологического процесса. Источники информации. 1. Авт. св. 1553661 A1, опубликованное 30.03.90. 2. Авт. св. 1627688 A1, опубликованное 15.02.91.

    Формула изобретения

    1. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, представляющий собой газожидкостную смесь (ГЖС), заключающийся в измерении дебита ГЖС и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, отличающийся тем, что после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика.

    РИСУНКИ

    Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

    www.findpatent.ru

    Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин

    Изобретение относится к нефтяной промышленности в области интенсификации добычи нефти и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин путем продавки газожидкостной смеси (ГЖС) в ПЗП и ее последующего извлечения с дезинтегрированным кольматирующим материалом из перфорационных каналов и пористой среды. Обеспечивает создание глубокой очистки призабойной зоны пласта за счет повышения депрессии и, соответственно, эффективности выноса кольматанта. Сущность изобретения: способ включает возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кольматирующего материала. Согласно изобретению возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии. После достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС перекрывают задвижку на выкидной линии. Продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону пласта. Открывают задвижку на выкидной линии. Восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

     

    Изобретение относится к нефтяной промышленности в области интенсификации добычи нефти и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин путем продавки газожидкостной смеси (ГЖС) в ПЗП и ее последующего извлечения с дезинтегрированным кальматирующим материалом из перфорационных каналов и пористой среды.

    Известен способ обработки призабойных зон нефтяных скважин /1/, включающий возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, причем возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала, с поэтапным увеличением в ней содержания газа. Дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу. Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества (ПАВ).

    Недостатком способа является то, что очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом и потому недостаточно глубока.

    Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа глубокой очистки призабойной зоны пласта за счет повышения депрессии и, соответственно, эффективности выноса кольматанта.

    Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе, включающем возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кальматирующего материала, возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону, открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

    Возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

    Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги.

    Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

    1. Заполнение насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства мелкодисперсной ГЖС и возбуждение циркуляции мелкодисперсной ГЖС при открытой задвижке на выкидной линии. Вынос кольматанта.

    2. Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, при открытой задвижке на выкидной линии, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе.

    3. Достижение устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС с оптимальным содержанием газа без выноса кольматанта.

    4. Перекрытие задвижки на выкидной линии и продавка мелкодисперсной ГЖС в ПЗП.

    5. Открывание задвижки на выкидной линии, снижение забойного давления, восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной ГЖС и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

    Изобретательский уровень заявленного технического решения определяется новым техническим результатом - неожиданно высокой степенью достигаемой депрессии за счет истечения из ПЗП с высокой скоростью мелкодисперсной ГЖС, а не пластовым флюидом.

    Если по прототипу (где очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом) максимально возможная депрессия близка к пластовому давлению, то по заявленному способу она может превышать пластовое давление до 1,5 раза, что в свою очередь влечет за собой более глубокую степень очистки ПЗП.

    Известны способы обработки призабойных зон (ОПЗ) нефтяных скважин с закачкой ГЖС для восстановления коллекторских свойств ПЗП /2, 3/, но они не обеспечивают эффективного извлечения дезинтегрированного кольматанта. Только заявляемая совокупность признаков обеспечивает депрессию, необходимую для эффективного выноса кольматанта.

    Истечение мелкодисперсной ГЖС по поровым каналам влечет за собой периодическое (циклическое) воздействие на кольматант средами различной плотности: газа и жидкости - с частотой, зависящей от скорости истечения и количества пузырьков в объеме мелкодисперсной ГЖС.

    Эффективность воздействия на кольматант предлагаемым способом математически обоснована авторами, согласно /4/. Физической основой технологии является следующее. Кольматант можно представить как аморфное твердое тело, которое в зависимости от условий ведет себя либо как твердое тело, либо как высоковязкая жидкость (приближение Максвелла). Предположим, что кольматант подвергается воздействию некоторых переменных внешних сил с частотой ω. Если время затухания сдвиговых напряжений в кольматанте ε (максвелловское время релаксации) значительно меньше периода изменения внешних сил, т.е. ωε≪1, то кольматант можно рассматривать как высоковязкую жидкость. При достаточно высоких частотах со (ωε≫1) кольматант ведет себя как аморфное твердое тело. Если μ - динамическая вязкость кольматанта, а τ - напряжение сдвига, то связь между величинами, характеризующими вязко-пластичные свойства кольматанта, имеет вид: μ=τ·ε. Пусть σik - тензор внутренних сдвиговых напряжений кольматанта. Согласно /2/, при периодическом воздействии на кольматант, когда величина смещений uik и величина сдвиговых напряжений изменяется по гармоническому закону, закон Гука определяется соотношением:

    где . При ωε≫1 эта формула дает σik=2τ·uik (твердое тело), при (вязкая жидкость).

    Рассмотрим два режима воздействия на кольматант. Представим поровое пространство в виде прямой трубки (капилляра) с площадью сечения Sк. В пространстве капилляра создан поток жидкости с постоянной скоростью. Возможны два случая: 1) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток однородной жидкости, 2) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток неоднородной жидкости. Во втором случае неоднородность жидкости создается за счет чередования участков жидкости и пузырьков газа.

    Предположим, что радиус капилляра и радиус пузырька газа сопоставимы по величине. Концентрация пузырьков газа в объеме жидкости - η Предположим, что скважина имеет приемистость, равную σскв. Считая что жидкость поступает равномерно по всему сечению коллектора, определим удельный расход жидкости как где rскв. - радиус скважины (радиус сечения, для удаленных от скважины зон), hколл. - мощность коллектора (толща продуктивного горизонта). Количество жидкости, поступающее в единицу времени в единичный капилляр, определится как

    В данном объеме находится Nn=η·qкап пузырьков. Таким образом, в единицу времени через поперечное сечение капилляра проходит Nп пузырьков газа. Тогда период воздействия потока жидкости с пузырьками газа (второй случай) определится как , а соответственно, частота воздействия неоднородной по плотности жидкости как ω=Nn.

    Пусть частота чередования пузырьков газа и жидкости (а значит и частота воздействия на кольматант) равна ωн. В случае однородного потока жидкости частота воздействия ωо→0. Сравним величины (амплитуды) внутренних напряжений, возникающих в кольматанте в первом и втором случаях. Предположим, что величины (амплитуды) смещений полностью определяются скоростью потока, тогда

    Если ωоε≪1 (т.е. малые частоты изменения однородного потока жидкости при конечных значениях времени релаксации кольматанта), то напряжения сдвига, возникающие в кольматанте при воздействии неоднородного потока жидкости в капилляре многократно превосходят напряжения сдвига при воздействии однородного потока.

    Определим технологические критерии эффективности предлагаемого метода. Т.к. граница эффективности определена соотношением ωε≫1, то отсюда следуют и технологические границы эффективности метода.

    Для очень вязких нефтей (как частный случай) с вязкостью 250 мПа·с предельное напряжение сдвига составляет 0.0134 Па. Пусть радиус капилляра равен 0.001 мм. Тогда при дебите скважины 100 м3/сут, мощности коллектора (толща продуктивного горизонта)

    1 м, радиусе сечения - 1 м, необходимая концентрация пузырьков должна быть

    Это вполне достижимая величина.

    На чертеже представлена оптимальная схема обвязки скважины.

    Здесь:

    1 - источник жидкости;

    2 - источник газа;

    3 - поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги;

    4 - устьевой диспергатор;

    5 - желобная емкость;

    6 - задвижка на нагнетательной линии;

    7 - задвижка на выкидной линии;

    8 - межтрубное пространство;

    9 - НКТ;

    10 - забойный диспергатор;

    11 - скважинный манотермометр.

    Для осуществления технологического процесса насосно-компрессорные трубы 9 опускают в ствол скважины на глубину, соответствующую искусственному забою.

    От источника жидкости 1 и источника газа 2 путем прокачки компонентов по нагнетательной линии 3 и через устьевой диспергатор 4 заполняют НКТ 9 и межтрубное пространство 8 через забойный диспергатор 10 мелкодисперсной ГЖС при открытых задвижках 6 и 7. По схеме, приведенной на чертеже, устанавливают циркуляцию мелкодисперсной ГЖС на первом этапе с определенным содержанием газа через желобную емкость 5. Завершение первого этапа (и всех последующих) определяют по прекращению выноса кольматанта.

    Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, осуществляют при открытой задвижке на выкидной линии 7, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе. Количество этапов определяется геолого-технической характеристикой скважины (глубина залегания продуктивного горизонта, пластовое давление, толщина пласта, удельный вес пластовой жидкости и т.д.).

    Закрывают задвижку на выкидной линии 7 и продавливают мелкодисперсную ГЖС через забойный диспергатор 10 в ПЗП. Объем продавки определяется объемом порового пространства ПЗП. Наличие забойного диспергатора не обязательно, но желательно, так как он увеличивает степень дисперсности ГЖС в забойных условиях.

    Открывают задвижку на выкидной линии 7; это приводит к снижению забойного давления и интенсивному притоку продавленной мелкодисперсной ГЖС из порового пространства ПЗП в ствол скважины вместе с дезинтегрированным кольматантом. Происходит восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП и ствола скважины в желобную емкость 5.

    Весь процесс флуктуаций давления и температуры на забое в процессе очистки ПЗП записывается скважинным манотермометром 11.

    Примеры конкретного осуществления

    Пример 1. Скважина №3581 Дачного месторождения. Категория - добывающая. Освоение после бурения: работа свабом. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыты три продуктивных пласта Башкирского яруса и Бобриковского горизонта. Общая перфорированная толща продуктивных горизонтов составила 8 м. Глубина скважины до искусственного забоя 1010 м. Пластовое давление составило 9,8 МПа. Продуктивные горизонты вскрывались на буровом растворе с бентонитовыми глинами. После освоения свабом дебит скважины при выводе ее на режим составил 3,5 м3/сут. при предполагаемом дебите 30 м3/сут.

    Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался МЛ-80.

    На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 1,2 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды кремния, алюминия, бариевые соли и бентонитовая глина с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 102 кг.

    На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 160 кг; величина депрессии составила 2,6 МПа.

    На третьем этапе при депрессии 7,2 МПа дополнительно извлечен сульфид железа; общий сухой вес извлеченного кольматанта составил 65 кг. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

    Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 327 кг.

    Для перехода к продавке мелкодисперсной ГЖС в ПЗП при данной депрессии целесообразно перейти предварительно к степени газосодержания в мелкодисперсной ГЖС, соответствующей вышеуказанному второму этапу.

    Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 20 м3 по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0, 90 г/см3 в течение 1 часа 50 минут. Устьевое давление продавки составило 7,6 МПа; по замеру скважинного манотермометра забойное давление составило 15,5 МПа.

    Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мдГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы; общий вес которых составил 200-250 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 13,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

    Циркуляция мелкодисперсной ГЖС поддерживалась до прекращения выноса кольматанта из ПЗП, после чего технологические операции были прекращены.

    После спуска насосного оборудования и вывода скважины на режим ее дебит составил 48 м3/сут.

    Пример 2. Скважина №331 Уньвинского месторождения. Категория - нагнетательная. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыт Ясно-Полянинский продуктивный горизонт. Общая перфорированная толща продуктивного горизонта составила 6,3 м. Глубина скважины до искусственного забоя 2223 м. Пластовое давление составило 11,7 МПа. Продуктивный горизонт вскрывался на безглинистом буровом растворе с добавлением полисахаридов. После освоения скважина эксплуатировалась в течение 3,5 лет со средней приемистостью 18 м3/сут. До применения предлагаемого способа приемистость скважины была нулевой.

    Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался ОП-10.

    На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 2,3 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды железа, кремния, полисахариды с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 70 кг.

    На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 65 кг; величина депрессии составила 1,8 МПа.

    На третьем этапе при депрессии 1,8 МПа дополнительно извлечено 50 кг кольматанта в пересчете на сухой вес. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

    Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 185 кг.

    Для перехода к продавке мелкодисперсной ГЖС в ПЗП при данной депрессии целесообразно перейти предварительно к степени газосодержания в мелкодисперсной ГЖС, соответствующей вышеуказанному второму этапу.

    Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 12 м3 по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0,75 г/см3 в течение 4 часов. Устьевое давление продавки составило 12,5 МПа.

    Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мелкодисперсной ГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы, общий вес которых составил 150 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 9,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

    Циркуляция мелкодисперсной ГЖС поддерживалась до прекращения выноса кольматанта из ПЗП, после чего технологические операции были прекращены.

    После спуска эксплуатационного лифта и вывода скважины на режим ее приемистость составила 56 м3/сут. при давлении закачки 14 МПа.

    Снижение величины депрессии от этапа к этапу объясняется увеличением притока из пласта тяжелой жидкости.

    Источники информации

    1. Патент РФ №2197609, Е 21 В 43/25, БИ №3, 2003 г.

    2. В.Л.Амиян, А.В.Амиян, Л.В.Казакевич, Е.Н.Бекиш. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М: Недра, 1987, 229 с. - С.199-208.

    3. А.Х.Мирзаджанзаде, И.М., Аметов, А.М.Хасаев, В.И.Гусев. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1986, 382 с. - С.287.

    4. Л.Д.Ландау, Е.М.Лифшиц. Теория упругости. М.: Наука, 1987, 246 с.

    1. Способ очистки призабойных зон нефтяных скважин, включающий возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кольматирующего материала, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной газожидкостной смеси перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону пласта (ПЗП), открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

    2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

    3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активное вещество.

    www.findpatent.ru

    6.1. Характеристика гжс

    Кроме параметров, характеризующих однородную жидкость, таких как плотность, вязкость, теплоемкость, теплопроводность, для ГЖС вводятся еще несколько параметров, присущих только для них. Это-газовое число, газосодержание, относительная скорость, дисперсность, поверхностное натяжение на поверхности раздела фаз, прочность поверхности раздела, устойчивость ГЖС.

    Газовое число G – отношение объема свободного газа Vг к объему жидкости Vж в зафиксированном объеме смеси при определенных условиях (Р,Т)

    (6.1)

    Наиболее употребительным является параметр – газосодержание об, являющееся отношением объема газа Vг к общему объему газа и жидкости в определенном объеме смеси

    (6.2)

    Для процесса движения газа и жидкости, каковым в действительности и является их условие существования в трубах, лучше применять параметры – объемное расходное содержание 

    , (6.3)

    где V- объемный расход газа, qж – объемный расход жидкости.

    Для понятия «массовое расходное газосодержание»(м.р.) надо ввести в формулу плотность газа г и жидкости

    (6.4)

    Истинное газосодержание  - отношение площади поперечного сечения трубы, занятой газом fг ко всей площади сечения трубы f

    (6.5)

    Дисперсность газа в жидкости – степень раздробленности газовой фазы, характеризующаяся величиной пузырьков газа, распределенных в жидкости. Если пузырьки газа распределены в жидкости, то жидкость является дисперсной средой, газ –дисперсной фазой. В противном случае – наоборот. В процессе движения меняется дисперсность фаз: укрепляются(коалесцируют) газовые пузырьки или наоборот диспергируют(дробятся). То же самое может происходить с жидкостью. Дисперсность газа в жидкости определяет структуру смеси.

    Поверхностное натяжение – способность фазы сохранять свою поверхность и характеризует энергетические затраты на изменение этой поверхности, связанной например, с диспергированием. Регулирования величины поверхностного натяжения можно добиться введением в ГЖС поверхностно-активного вещества, молекулы которого обладают способностью адсорбироваться на поверхности раздела фаз.

    Поверхность ГЖС является важным параметром при расчете процесса подъема смеси по трубе (лифтирование), так как определяет массовый расход, скорость движения, а, значит, гидравлические потери в трубе. Поскольку поток многофазный(нефть, газ, вода) возникают трудности определения плотности, которые усугубляются перемещением смеси и изменением соотношения фаз.

    Можно представить расположение фаз, образующих ГЖС, в сечении подъемника так, как показано на рис.6.1. Тогда

    f =fж + fг (6.6)

    fж= fн+fв (6.7)

    Здесь f, fж, fг , fв – соответственно сечение трубы, fж –часть сечения, занятая жидкостью, fг – газом, fв - водой.

    Для водонефтяной смеси можно записать

    (6.8)

    Представив водонефтяную смесь как однородную жидкость, запишем: скорость Vвн ее движения через площадь fж

    (6.9)

    Теперь рассмотрим давление этой жидкости совместно с газом. Скорость газа Vвн при этом составит

    Vвн = Vг-Vвн (6.10)

    studfiles.net