Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор гидродинамических моделей многофазных течений при освоении скважин, в том числе с применением струйного насоса 13
1.1. Обзор гидродинамических моделей многофазных течений в системе "пласт - скважина" 14
1.2. Обзор гидродинамических моделей течений в системе "пласт - скважина - струйный насос" 28
2. Физическое описание процессов течений флюидов во время освоения скважин с использованием струйного насоса 38
3. Обобщенная гидродинамическая модель течения многофазной жидкости при освоении скважины с использованием струйного насоса 50
3.1. Основные уравнения, описывающие процесс течений в элементах циркуляционной системы "скважина - струйный насос - пласт". Граничные и начальные условия 50
3.2. Расчёт восходящего вертикального течения в трубах постоянного сечения двухфазной газожидкостной смеси с учётом сил инерции ...59
3.3. Зависимости для расчёта перепада давлений в горловине струйного насоса и использование этих зависимостей для управления притоком в скважину с учётом предельного случая 74
3.4. Определение функции истинного газосодержания в горловине струйного насоса по данным опытов 85
4. Алгоритм численного моделирования процессов освоения скважины на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях и описание работы созданного компьютерного пакета в среде Delphi 7 97
4.1. Описание численного метода расчёта освоения скважины 97
4.2. Описание созданного компьютерного пакета в среде Delphi 7 100
5. Результаты численного моделирования многофазных течений в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатиых месторождений при их освоении с использованием струйного насоса и управление гидродинамическими потоками 105
5.1. Результаты численного моделирования многофазных течений в скважинах нефтяных месторождений 105
5.2. Результаты численного моделирования многофазных течений в скважинах газовых месторождений 114
5.3. Сравнение проведённых расчётов в циркуляционной системе "пласт — скважина — струйный аппарат" с расчётами по ранее предложенным основным методикам 123
5.3.1. Сравнение проведённых расчётов с расчётами по методике Р.С. Яремийчука, Б.М. Кифора, В.Н. Литовского и других 123
5.3.2. Сравнение распределения давления при восходящем течении газожидкостной смеси в вертикальных трубах с методикой Е.В. Шеберстова, Е.Г Леонова 129
5.4. Анализ модели на устойчивость к входным данным 131
5.4.1. Анализ модели на устойчивость к входным данным при освоении нефтяной скважины 132
5.4.2. Анализ модели на устойчивость к входным данным при освоении газовой скважины 139
Основные выводы и рекомендации 148
Литература 149
Приложение 164
- Обзор гидродинамических моделей течений в системе "пласт - скважина - струйный насос"
- Физическое описание процессов течений флюидов во время освоения скважин с использованием струйного насоса
- Расчёт восходящего вертикального течения в трубах постоянного сечения двухфазной газожидкостной смеси с учётом сил инерции
- Описание созданного компьютерного пакета в среде Delphi 7
Введение к работе
Основой современной экономики нашей страны является нефтегазовый комплекс. В настоящее время данная отрасль существенно пополняет федеральный бюджет России. В общем, объёме поставляемой на экспорт продукции доля нефтегазовой отрасли составила значительную часть.
В недрах нашей страны сосредоточенно большое количество из мировых разведанных на сегодняшний день запасов нефти и мировых разведанных запасов газа. Такие запасы природных углеводородов позволяют устойчиво производить их добычу и обеспечивать сполна платёжеспособный спрос как отечественных, так и зарубежных потребителей.
Дальнейшее развитие нефтегазового комплекса в сложившихся ныне экономических условиях определяет необходимость в разработке и внедрении в практику перспективных энерго- и ресурсосберегающих технологий и оборудования. Современное состояние отрасли требует решения задач, связанных с оптимизацией работы оборудования, его надёжностью при эксплуатации и соответствии требованиям экологии. Это определяет потребность совершенствования существующих технологических процессов, имеющегося оборудования и поиска новых альтернативных решений.
В настоящее время в отечественной и зарубежной нефтяной промышленности эффективно используется такая разновидность насосной техники как струйные аппараты. Широкое распространение струйных насосов в нефтегазовой промышленности основано на её определённых достоинствах. К достоинствам струйного насоса относятся: высокая эксплуатационная надежность, простота конструкции устройства; отсутствие в ней подвижных элементов; незначительные габаритные размеры и масса устройства; способность перекачки разнообразных несжимаемых жидкостей, сжимаемых сред и гидросмесей с твердыми включениями; высокая самовсасывающая
способность; возможность изготовления в большинстве промысловых организаций и размещения устройства в труднодоступных местах.
Актуальность темы.
При разработке нефтегазоконденсатных месторождений одним из приоритетных направлений является повышение эффективности извлечения углеводородов. Для более полного извлечения углеводородов на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях имеет важное значение выбор способа освоения скважин. Целесообразность применения струйных насосов (аппаратов) при освоении и капитальном ремонте скважин подтверждена литературными данными.
На сегодняшний день используются системы, состоящие из струйного аппарата и силовой насосной установки для перекачки различных типов сред. Тем не менее, рассмотрение работы струйного аппарата при освоении газовых и газоконденсатных скважин нуждается в усовершенствовании расчётных методов, в частности, с учётом того, что в условиях вызова притока пластового флюида гидродинамические течения в циркуляционной системе (ЦС) "пласт — скважина - струйный аппарат" являются неустановившимися и многофазными.
При освоении скважин особое значение имеют прогнозные расчёты. Последние производят с целью исключения аварийных режимов при работе оборудования и определения времени поступления каждого из флюидов (фильтрата бурового раствора, нефти или газа или газоконденсата) в ствол скважины из продуктивного пласта для всего периода освоения.
Таким образом, для анализа многофазных течений при освоении скважины необходима разработка современных моделей.
Цель работы
Создание гидродинамической модели многофазных течений при освоении скважин с применением струйного насоса. Исследования особенностей многофазных течений флюидов в различных элементах ЦС
скважины при её освоении. Разработка пакета компьютерных программ для расчёта параметров освоения скважин. Основные задачи исследования
Построение обобщённой гидродинамической модели многофазных течений при освоении скважин с использованием струйного насоса на месторождениях нефти, газа и газоконденсата.
Изучение двухфазных течений в элементах ЦС "пласт — скважина -струйный аппарат".
Исследование особенностей многофазных течений в струйном насосе.
Выработка рекомендаций по ограничению давлений при транспортировке на поверхность флюида пласта в безаварийном режиме.
Научная новизна
Построена новая обобщённая гидродинамическая модель для расчёта параметров многофазных течений в ЦС "пласт-скважина-струйный насос", справедливая как при освоении нефтяных, так и газовых и газоконденсатных скважин. Модель учитывает геометрию скважины, работу насоса, характеристики пласта и свойства флюидов.
Впервые получено дифференциальное уравнение для истинного газосодержания в горловине струйного насоса на основе опытных данных и с его помощью найдена функция истинного газосодержания в зависимости от расходного.
Дано решение для восходящего течения газожидкостной смеси в вертикальных трубах с учётом инерционных конвективных членов.
Практическая ценность. Предложены рекомендации по ограничению давлений в процессе притока флюида пласта и при его транспортировке на поверхность с использованием струйного насоса в безаварийном режиме. На основе предложенной модели разработан пакет программ в среде Delphi 7, с помощью которого можно проводить расчёты возможных модельных процессов освоения на скважинах нефтегазоконденсатных месторождений.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждались на: 2-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 1997г.); 3 - ей научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", посвященной 70 - летию РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 1999г.); 3 — ей Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 1999г.); 4 — ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2001г.); 5-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2003г.); 6 — ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", посвященной 75 — летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2005г.); семинарах кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ.
Содержание и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы, содержащего 158 наименований, приложения. Работа изложена на 168 страницах машинописного текста, содержит 58 рисунков и 11 таблиц.
Автор диссертации выражает глубокую признательность научному руководителю доценту В.И. Исаеву за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований.
В первой главе диссертационной работы представлен обзор основных исследований течений: при вызове притока на нефтегазоконденсатных месторождениях и в струйном насосе. Обзор состоит из двух частей. В первой части обзора рассмотрены гидродинамические модели многофазных течений в элементах ЦС скважины. Во второй части рассмотрены методы освоения скважин, применяемые на месторождениях и теория струйных аппаратов. Вклад в методы освоения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин внесли как российские ( З.С. Алиев, А.Д. Амиров, В.А. Амиян, С.Н. Бузинов, А.И. Булатов, А.И. Гриценко, Т.Е. Еременко, К.А. Карапетов, Б.М. Кифор, Ф.Д. Лемберанский, В.Н. Литовский, И.Т. Мищенко, СТ. Овнатанова, А.А. Попов, Е.М. Соловьёв P.M. Тер-Саркисов, И.Д. Умрихин, Л.П. Шанович, А.Н. Шандрыгин, Р.С. Яремийчук, и многие другие), так и зарубежные учёные (А.Р. Ачариа, Дж.М. Бэгзис, А. Нолл, П. Кемпбелл, К. Боуни, Дж. Э. Смит, А. Суттари, Х.С. Прайс, Х.У. Уинклер и другие).
В теорию струйных аппаратов внесли значительный вклад Л.Д. Берман, В.В. Бондаренко, К.Г. Донец, Р. Допкин, А.Н. Дроздов, Н.М. Зингер, В.И. Игревский, Р. Каннингэм, Ю.А. Кирилловский, В.Ф. Лямаев, И.Т. Мищенко, М.А. Мохов, Г. Петри, Л.Г. Подвидз, В.А. Сахаров, Е.Я. Соколов, Ю.А. Цепляев, Р.С. Яремийчук и другие.
Результаты проведённого анализа показали, что применение струйных аппаратов в процессе вызова притока является эффективным и недорогим методом освоения. Например, эжектор можно применять либо при химической обработке продуктивного пласта, либо при обработке глубокими депрессиями, создаваемыми струйным насосом, либо при комплексной обработке. Также из
анализа литературы следует, что единой гидродинамической модели многофазных течений при освоении скважин на месторождениях нефти, газа и газоконденсата на основе представлений механики гетерогенных сред не существует, а теория течения в струйном насосе далека от совершенства и законченности.
Во второй главе дано описание развития неустановившихся течений флюидов (как однофазных, так и многофазных) в ЦС скважины и в струйном насосе во время освоения скважин.
Возникающие течения при вызове притока являются разновидностью многофазных течений, в которых фазы могут быть как несжимаемыми, так и сжимаемыми средами. Разнообразие неустановившихся течений как двухфазных, так и однофазных флюидов в отдельных элементах ЦС можно описать разработанной единой гидродинамической моделью.
В третьей главе дана обобщенная гидродинамическая модель неустановившихся течений многофазной жидкости в вертикальной скважине при её освоении с использованием струйного насоса.
При построении указанной модели были использованы следующие предположения: движение одномерное; давления и температуры фаз одинаковы и постоянны по сечению каналов и в каждом сечении выполняются условия локального термодинамического равновесия.
В четвёртой главе, согласно физическому описанию течений, на основе предложенной обобщённой гидродинамической модели освоения скважин (система уравнений (3.1.1) - (3.1.8) и различных уравнений притока из пласта с учётом граничных и начальных условий и условия сшивания (3.1.30)) приведён квазистационарный алгоритм для численного моделирования. Дано описание работы созданного компьютерного пакета в среде Delphi 7. В работе (Басниев К.С., Розенберг Г.Д., Исаев В.И. и др.) показано, что система уравнений сводится с учётом взаимосвязей между параметрами двухфазного потока к системе двух обыкновенных дифференциальных уравнений относительно
давления и температур. Поэтому алгоритм основан на последовательном применении метода Рунге - Кутта четвёртого порядка точности к различным элементам ЦС. В алгоритме заложены условия безаварийного освоения скважины. Эти условия налагают ограничения на значения давлений с целью недопущения образования ударных волн, которые могут привести к разрушению струйного насоса и призабойной зоны скважины. Пакет позволяет проводить расчёты распределения параметров течения в скважине во время и после вызова притока при известных исходных данных. С помощью этой программы можно проводить предварительные расчёты возможных модельных процессов освоения на скважинах нефтегазоконденсатных месторождений.
В пятой главе изложены результаты численного моделирования многофазных течений в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатиых месторождений для различных моментов времени их освоения. Проведено сравнение полученных результатов с расчётами по ранее предложенным методикам. В результате расчёта получены необходимые рекомендации для ограничения притока пластового флюида при помощи штуцерного устройства на устье скважины.
В заключении сделано обобщение результатов выполненной работы и приводятся основные выводы.
В приложении приведён акт с результатами освоения скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении с участием автора.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Создана обобщённая гидродинамическая модель многофазных течений
при освоении скважин с использованием струйного насоса на месторождениях
нефти, газа и газоконденсата.
2. На основе уравнений дозвуковых двухфазных течений впервые
получено дифференциальное уравнение для функции истинного
газосодержания и с привлечением опытных данных впервые найден её вид для течения газожидкостной смеси в горловине струйного насоса.
Получено аналитическое решение для восходящего одномерного течения газожидкостной смеси в трубах с учётом инерционных членов.
Даны рекомендации для ограничения давлений в НКТ на устье скважины с целью недопущения сверхзвукового режима течения в струйном аппарате при освоении скважин.
5. На основе предложенной модели разработан пакет программ в среде
Delphi 7 для расчётов параметров течений флюидов в циркуляционной системе
"пласт - скважина - струйный аппарат".
Основные результаты опубликованы в работах:
1. Зайцев Ю.В., Чернобыльский А.Г., Фёдоров В.В. Струйные насосы при
освоении и подземных ремонтах газовых и газоконденсатных скважин// Тезисы
докладов второй научно-технической конференции, посвященной 850 — летию
г. Москвы "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового
комплекса России",-Москва, 1997, С. 17-18.
Фёдоров В.В., Чернобыльский А.Г., Исаев В.И. Выбор параметров работы струйного насоса при освоении газовых и газоконденсатных скважин// Тезисы докладов третьей научно—технической конференции, посвященной 70 — летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России".- Москва, 1999, С. 60.
Фёдоров В.В. Пакет программ для расчета нестационарного процесса освоения газовых скважин с применением струйной техники// Тезисы докладов третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности",-Москва, 1999, С. 22.
4. Федоров В.В. Методика расчёта нестационарного процесса освоения
газовых и газоконденсатных скважин с применением струйного аппарата//
Тезисы докладов четвёртой всероссийской конференции молодых ученых,
специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России
"Новые технологии в газовой промышленности".- Москва, 2001. С. 28.
Фёдоров В.В. Расчёт циркуляционной системы скважины при использовании струйного насоса в процессе освоения скважин// Тезисы докладов пятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности".- Москва, 2003. С. 38.
Исаев В.И., Фёдоров В.В. Определение функции истинного газосодержания в горловине струйного насоса по данным опытов//Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2004. - №4. - С. 80 — 84.
7. Исаев В.И., Фёдоров В.В. Вычисление функции истинного
газосодержания в камере смешения струйного насоса на основе опытных
распределений давлений//НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на
суше и на море. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. - №4. - С. 26 - 32.
8. Фёдоров В.В. Расчёт основного параметра - истинного газосодержания
двухфазного потока в горловине струйного насоса на основании опытных
данных. - М., 2005 - 16 с. - Деп. в ВИНИТИ от 13.01.05, № 7 - В2005.
Исаев В.И., Фёдоров В.В. Определение функции истинного газосодержания в горловине струйного насоса по данным опытов// Тезисы докладов шестой научно—технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", посвященной 75 — летию РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2005. — С. 111 — 113.
Исаев В.И., Фёдоров В.В. Моделирование процесса освоения скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. — М., 2005 — 16с — Деп. в ВИНИТИ от 08.04.05, № 472 - В2005.
Обзор гидродинамических моделей течений в системе "пласт - скважина - струйный насос"
Из приведённых моделей многофазных течений полной модели с учётом струйного насоса нет. В отечественной и зарубежной литературе описаны модели однофазных течений при освоении скважин и имеются многочисленные исследования течения в струйном насосе [57,28,35,30,117,142].
В работах [152,151,92,150,154,78,16] и других отечественных и зарубежных исследователей [93,94,95] доказана эффективность искусственного воздействия на призабойную зону пласта механизмом создания мгновенных депрессий - репрессий для вызова притока пластового флюида. Процесс освоения скважины при помощи струйного насоса осуществляется "мгновенным" уменьшением забойного давления, а также "мгновенным" его восстановлением. В результате уменьшения давления на забое скважины в поровом пространстве призабойной зоны пласта возникает высокий градиент давления, направленный из продуктивного горизонта в сторону скважины. Под действием "мгновенного" восстановления давления (следующего за депрессией) до гидростатического на забое скважины (или некоторого его увеличения), в порах и микротрещинах продуктивного горизонта возникает движение фильтрационных потоков, действующих по направлению из скважины в сторону осваиваемого пласта. В ходе обратного фильтрационного процесса в поровом пространстве призабойной зоны пласта происходит сжатие твердых частиц загрязнения в продуктивную породу, составляющую разрез пласта-коллектора. В результате чего осуществляется активное образование новых пор и микротрещин и обеспечивается расширение уже существующих дренажных каналов в пористой среде продуктивного горизонта. Число циклов воздействия на призабойную зону в первую очередь сильно зависит от степени загрязнения, загазованности
Технология вызова притока с помощью струйного насоса следующая. От силового насоса на поверхности скважины рабочая жидкость подаётся к струйному насосу. На выходе из сопла струйного насоса образуется зона пониженного давления, которая сообщается с забоем скважины. Из—за разницы давлений на забое скважины и в пласте возникает течение в циркуляционной системе "скважина - струйный насос — пласт".
Определение значений давления нагнетания рабочей жидкости при работе струйного аппарата в режиме освоения показано в работе [148,152,151]. В этой работе создана гидравлическая методика освоения нефтяных скважин с использованием методики расчёта струйных насосов [117].
В зависимости от расхода рабочей среды и поступления из пласта инжектируемой жидкости, то есть от коэффициента инжекции и перепада давления на насадке, при прочих равных условиях, в приёмной камере эжектора и в подпакерной зоне скважины создаётся заданное давление. Путём регулирования давления прокачивания рабочей жидкости насосным афегатом ра при некотором коэффициенте инжекции достигается снижение давления на пласт.
В работе [152] приведена номограмма для определения параметров в циркуляционной системе скважины для диаметра сопла dcon = 0,0056ж и диаметра камеры смешения йгор = 0,008л при освоении нефтяных скважин. Эта работа являются обобщением ранее опубликованных работ по освоению нефтяных скважин со струйным насосом. В работах [4,41,86] подробно описаны традиционные технологические операции при вскрытии пласта, креплении скважин и представлены методы освоения скважин на нефтяных и газовых месторождениях (свабирование, кислотная обработка пласта, компрессорный способ, аэрация столба жидкости и др.). Здесь же даны недостатки каждого из этих методов. Особенности использования при освоении скважин пенных растворов и методика расчёта этого процесса описаны в работах [5,6]. Для реализации этого метода и создания пен необходимо специальное оборудование и рабочие флюиды, что приводит к дополнительным затратам.
В работе [16] представлены традиционные приёмы освоения и способы вызова притока из продуктивного пласта и технологии освоения скважин с применением газообразных веществ. В этой работе также изложен гидродинамический метод освоения с помощью струйного насоса, даны рекомендации для его проведения и примеры расчёта освоения нефтяных скважин. Но изменение работы циркуляционной системы во время освоения нет.
Физическое описание процессов течений флюидов во время освоения скважин с использованием струйного насоса
Одним из перспективных методов вызова притока является гидродинамический метод освоения с применением струйного насоса. На рис.2.1 дана схема работы циркуляционной системы "пласт -скважина - струйный аппарат" при освоении скважин после завершения её строительства. На этой схеме показан разрез скважины и продуктивного пласта, эжекторная вставка в колонне лифтовых труб и другое наземное и подземное оборудование, необходимое для проведения процесса освоения. Процесс освоения состоит в следующем. С помощью силового насоса установленного у устья скважины, рабочая жидкость подаётся вниз по кольцевому пространству к струйному аппарату. Вытекая из сопла со скоростью 200 + 2%0м/с [151,152], рабочая жидкость образует в приёмной камере эжектора область пониженного давления. В цилиндрической камере смешения (горловине) струйного аппарата между жидкостями (рабочей и пассивной) происходит смешение и образуется двухфазная смесь. Кинетическая энергия двухфазной смеси в диффузоре эжектора преобразуется в потенциальную энергию давления. Из эжектора двухфазная смесь по трубному пространству движется к устью скважины. Если нет экспериментальных индикаторных уравнений пласта, то предполагается, что в процессе освоения скважин фильтрацию флюидов можно рассматривать плоскорадиальной. Особенность процесса освоения заключается в том, что время транспортировки флюидов, поступающих из пласта, до устья скважины будет зависеть от физических свойств флюидов. На рис.2.2 дана схема гидравлических каналов в скважине, в струйном насосе, за исключением пласта, по которым осуществляется движение однофазных и двухфазных флюидов. Рассмотрим схемы движения в трубном пространстве от сечения S-S до сечения U-U.
В момент времени /, с помощью эжектора закончена обработка пласта (в зависимости от технологии это может быть обработка химическими реагентами, низкочастотным воздействием, или комплексным воздействием совместно химическими реагентами и низкочастотной обработкой). По окончании воздействия скважина останавливается на некоторое время и на забой действует только гидростатическое давление. На рис.2.4. схематично нарисована скважина без призабойной зоны со струйным насосом, при этом устье скважины открыто, и скважина полностью заполнена однородным промывочным раствором 2. Течения в циркуляционной системе скважины до этого момента / = /, нет.
В некоторой части призабойной зоны пласта находится фильтрат бурового раствора, а вне этой зоны пластовый флюид в естественном состоянии. На рис. 2.5 дана схема возможных вариантов положения границ раздела между различными флюидами и их смесями в циркуляционной системе скважины в зависимости от расхода насоса Q2. Подобного рода схемы можно построить также в зависимости от глубины установки струйного насоса, от величины поступившего объёма фильтрата Vx (где Vx является функцией времени и расхода поступившего флюида Qy), при постоянной производительности насоса Q2 и от геометрии проточных каналов.
Для вызова притока запускается насос, расположенный на устье скважины и через кольцевое пространство скважины подаётся рабочая жидкость к струйному насосу. Считаем, что из пласта в скважину в данный момент времени / = /, поступает флюид с расходом Q, - фильтрат бурового раствора, который проник в пласт при бурении. Через некоторое время i2 , на забое скважины образуется пачка фильтрата с некоторым объёмом К,. На забое скважины находится пачка фильтрата 3, выше которой до горловины струйного насоса располагается промывочная жидкость 2. В горловине за этот же отрезок времени /, -/, прихода флюида образуется смесь 4, состоящая из рабочего 1 и промывочного флюидов 2, которая занимает некоторый объём в скважине. Смесь в свою очередь либо граничит с промывочной жидкостью 2, либо вытекает в атмосферу на устье скважины.
Время /, характеризуется поступлением в скважину пластового флюида. Из пласта при освоении в скважину фильтруются различные по физическим свойствам флюиды в зависимости от месторождения. Эти флюиды могут быть следующими ? однофазная несжимаемая среда - нефть; ? однофазная сжимаемая жидкость - природный газ; ? двухфазная сжимаемая смесь - газоконденсат. На рис. 2.6, 2.7 показаны возможные случаи нахождения границ раздела флюидов и их смесей в зависимости от подачи рабочей жидкости Q2 в процессе вызова некоторого малого количества притока после момента времени ґ3, когда весь фильтрат 3 был полностью откачен из пласта. Пластовый флюид 5 за последующий интервал времени поступает на забой скважины и занимает некоторый объём V. Выше в стволе скважине располагается объём фильтрата 3. На рис.2.6 граница раздела между фильтратом 3 и промывочным флюидом 2 находится в колонне лифтовых труб (рис. 2.6 а) или в элементах струйного насоса (в патрубке (рис. 2.6 б), в фильтре №2 (рис. 2.6 в) и в приёмной камере (рис. 2.6 г)). До горловины (камера смешения) вставного струйного насоса находится промывочная жидкость 2. В камере смешения образуется двухфазная смесь 4, которая занимает определённый объём и граничит с промывочной жидкостью в элементах циркуляционной системы скважины выше эжектора или не имеющая границ с другими флюидами на устье скважины. На рис. 2.7 показана схема течения при условии, что до эжектора расположен фильтрат бурового раствора 3. В струйном насосе образуется смесь рабочего флюида 1 и жидкости, которая загрязняла пористую среду. Объём созданной смеси 6 на рисунках разный и граница между данной средой и смесью 4 рабочей жидкости и промывочным флюидом располагается в различных частях скважинной системы. Смесь 4 расположена в элементах струйного насоса (в камере смешения (рис. 2.7 а), в диффузоре насоса (рис. 2.7 б), в переходнике (рис. 2.7 в)), в колонне лифтовых труб (рис. 2.6 г) и на устье скважины (рис. 2.7 д).
Расчёт восходящего вертикального течения в трубах постоянного сечения двухфазной газожидкостной смеси с учётом сил инерции
В данном подразделе рассмотрен расчёт основного параметра течения двухфазной смеси (р в газожидкостном струйном насосе, у которого рабочей жидкостью является несжимаемый флюид, а эжектируемой средой сжимаемый газ, с использованием основных одномерных уравнений движения механики гетерогенных сред и опытных данных из литературы. На основе системы уравнений двухфазных течений впервые получено дифференциальное уравнение для истинного газосодержания р, а с использованием опытных данных [57,58] впервые найден вид функции р в горловине струйного насоса.
Из литературы [57,58,67,117,124,142] известно, что в газожидкостном струйном насосе струя жидкости захватывает и затем сжимает газ в цилиндрической камере смешения (в горловине). На выходе из горловины насоса образуется смесь газа и жидкости, которая поступает затем в диффузор. В диффузоре за счет понижения кинетической энергии смеси повышается её давление. В работах [57,58,67] показано, что по длине камеры смешения образуются в основном два участка течения: участок раздельного течения жидкости и газа и участок течения двухфазного потока. В этих работах описываются структуры двухфазного течения в горловине, начиная от раздельного течения до полностью перемешанного двухфазного потока.
Можно также разделить процесс течения в камере смешения жидкост-руйного насоса на три характерных участка течения. Приближённое разбиение на эти участки течения двухфазного потока можно сделать по опытному графику распределения давления в камере смешения.
Первый участок характеризуется геометрией высокоскоростной струи жидкости и практически не изменяющимся давлением потока в камере смешения. Второй участок отмечается существенным волнообразованием на поверхности струи, приводящим к её распаду и образованию смеси. Третий участок -участок, где происходит падение давления из—за трения смеси и расширения газовой фазы. Протяженность каждого из этих трёх участков влияет на режим работы жидкоструйного аппарата.
Все эти участки отличаются определенным значением концентрации, то есть истинного газосодержания — основного параметра двухфазных потоков. Поскольку нет специально поставленных экспериментов для определения функции истинного газосодержания для каждого участка и в целом для струйного насоса, дадим метод обработки экспериментальных данных для получения этой функции по известным опытам в горловине на всём её протяжении.
Полная одномерная осреднённая по живому сечению система уравнений для установившегося изотермического двухфазного газожидкостного потока в трубах [73] без фазовых переходов, но с учётом инерционного конвективного члена, выглядит следующим образом применительно к течению в горловине струйного насоса.
Если для течения в трубах подробно на опытах [88] исследовано поведение функции р, которая оказывается неприемлемой при расчётах струйного насоса, то для геометрической схемы течения в его горловине (рис. 3.4.2,а) до настоящего времени не было исследований по виду функции (3.4.4), а также (3.4.5). Поэтому целью данной подраздела является нахождение вида функции истинного газосодержания ц для течения в горловине струйного насоса на основе системы уравнений (3.4.1) - (3.4.5) и с использованием опытных данных. Поставленная задача по существу дела является обратной задачей относительно общей системы уравнений (3.4.1) — (3.4.5).
Наиболее полные данные, из которых можно получить представление о функции истинного газосодержания в горловине, изложены в статьях [57,58]. На рис. 3.4.3 приведены данные изменения безразмерного давления от безразмерной длины и в зависимости от объёмного коэффициента аэрации я, который представляет отношение объёмного расхода газа QUt при входном давлении р„ в горловину (р0 = р, =9\50кгс/м2 в сечении о-о, рис. 3.4.1) к объёмному расходу жидкости Q2, то есть a = Qln IQ2.
При течении газожидкостных смесей в вертикальных трубах значения коэффициента гидравлического сопротивления находятся в пределах 0,02 - - 0,09 [146]. Обычно за расчётное значение Хс в трубах принимают его постоянным и равным 0,05 [73,146]. В струйном аппарате (рис. 3.4.1) одна из трёх областей есть область раздельного течения (область / ) с подсосом воздуха, в результате чего, можно принять уменьшенное значение коэффициента гидравлического сопротивления равным Хс =0,03, которое будем использовать при решении уравнения (3.4.10). Аппроксимация данных табл. 3.4.3 также проводилась с помощью пакета TableCurve 2D. В результате функция истинного газосодержания имеет вид для а = 1,95, 7 = 2,122, Fr2 = 144,6 и р„ = 0,90735 где Л = 0,944395615, 5 = -1182,19497, С = -1128,78924, D = 223983,2074, = 223455,9938. По данным расчётных значений из табл. 3.4.3 на рис. 3.4.4 нанесены точки значений истинного газосодержания (р = (р{0). Сплошная кривая соответствует полученной формуле (3.4.13). Можно получить и более простую аппроксимационную формулу в отличие от (3.4.13), но как показали проведённые расчёты, при этом коэффициент корреляции уменьшается.
Описание созданного компьютерного пакета в среде Delphi 7
На основе предложенного алгоритма создан компьютерный пакет в среде Delphi 7. Пакет позволяет проводить расчёты параметров управления скважиной во время вызова притока при известных исходных данных. В этой области необходимо нажать на пиктограмму программы в виде "чистого листа", показанную на рис. 4.2.1 стрелочкой. В результате этого на экране появится следующее окно - окно выбора скважины, подлежащей освоению . Выбор производится указателем мышки нажатием на её левую кнопку два раза.
После ввода данных по скважине при нажатии закладки - данные по струйному насосу появится второе окно для ввода геометрических размеров струйного насоса, включающее глубину установки эжектора в скважине .
После расчёта программа выдаёт результаты в виде следующих графиков за всё время освоения скважины: изменение давления на силовом насосе; изменение объёмного расхода; изменение массового расхода; изменение забойного давления; изменение депрессии на пласт; изменение КПД струйного насоса; распределения давлений в НКТ и кольцевом пространстве.
Результаты численного моделирования многофазных течений в скважинах нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений при их освоении с использованием струйного насоса и управление гидродинамическими потоками Расчёты произведены по предлагаемой модели с использованием созданного компьютерного пакета, описанного в предыдущей главе 4 с целью их использования для управления процессом освоения нефтяных скважин. В пакет заложен как численный метод, так и если позволяет вариант аналитические решения. Расчёты проведены для неизотермического процесса освоения скважины при следующих исходных данных, считая флюиды несжимаемыми или слабосжимаемыми. За базовый вариант расчёта взят вариант, данные которого приведены в табл. 5.1.1 — 5.1.4. В расчёте освоения нефтяной скважины, полагаем, что все флюиды несжимаемые.
Проведём подробный анализ полученных зависимостей для управления скважиной. На рисунках 5.1.1 — 5.1.7. характерные времена означают: /, — исходное положение, при котором происходит подключение "второго силового агрегата", а именно продуктивного пласта; /2 - время, когда в НКТ поступила первая пачка фильтрата из пористой среды; t3 — время поступления первой пачки пластовой жидкости или нахождения нижней границы разделы фильтрата на забое скважины; t4 — время, при котором образовалась первая пачка смеси рабочей жидкости и нефти в струйном насосе; t5 — время выхода из скважины на устье несжимаемой смеси рабочей жидкости и фильтрата бурового раствора.
На графике (рис. 5.1.1) показано изменение давления р„, которое следует поддерживать в сечении N - N (рис. 2.2), при движении различных флюидов и их смесей в стволе скважины за всё время освоения скважин. Из рисунка видно, что при поступлении в скважину из пласта фильтрата и затем нефти давление ри на насосном агрегате падает. Причём падение происходит быстрее по мере уменьшения плотности пассивного флюида. Из рис. 5.1.4. видно, что забойное давление ртб в сечении S-S, меняется незначительно на участках t2 t t3 и f3 / /5, но существует скачок величины забойного давления, когда в скважинном эжекторе образуется смесь рабочей жидкости и нефти. Это происходит из-за разности плотностей. На рис. 5.1.5. показана зависимость давления p if) на устье в начале выкидной линии от времени. Из данного рисунка следует, что при освоении скважин на нефтяных месторождениях р „{t) const. Поэтому для освоения нефтяных скважин следует только следить, чтобы это расчётное давление не изменялось при постоянной производительности силового насоса. Увеличение депрессии на пласт Ар (рис. 5.1.6.) происходит в момент поступления с различными физическими свойствами флюидов (плотности и коэффициентов вязкости). Скачок на данном графике возникает в момент начала образования смеси рабочей жидкости и нефти в эжекторе. Дальнейшее увеличение депрессии происходит равномерно. На рис. 5.1.7 показано изменение КПД (режим работы) струйного насоса от поступающих в скважину флюидов из пласта. Согласно рис. 5.1.8 изменение температуры на устье скважины в НКТ происходит с небольшим скачком, а именно, когда в скважинном насосе образуется смесь рабочей жидкости и нефти. Были проведены также расчёты на основе базового варианта, данные которого представлены в таблицах 5.1.1 — 5.1.4, но, полагая, что все жидкости (рабочая жидкость, промывочная жидкость, фильтрат бурового раствора и пластовая нефть) являются слабосжимаемыми. То есть уравнения состояния для этих жидкостей имеют вид А=А ,(1 + Д(д-/»о,))» где Д — коэффициенты сжимаемости і — ой жидкости; р0., р0. — фиксированные значения давления и плотности / - ой жидкости. Полученные результаты расчётов при этих условиях составляют менее пяти процентов по сравнению с условием, когда жидкости несжимаемые.
