Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика Уренгойского месторождения и обзор исследований в области движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах 8
1. 1 Краткая характеристика и состояние разработки сеноманской залежи 8
1.2 Обзор исследований в области движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах 17
1.3 Механизм движения жидкости и формирование структур газожидкостного потока 26
Выводы 28
2. Промысловый анализ условий накопления жидкости на забое газовых скважин и ее химического состава 30
2.1 Химический состав жидкой фазы на забое скважины 30
2.2 Регрессионный анализ накопления жидкости на забое в зависимости от условий эксплуатации скважин 32
2.2.1 Методика анализа промысловых данных 32
2.2.2 Корреляционный анализ исходных параметров 35
Выводы 51
3. Исследование выноса водных скоплений из газовых скважин 52
3.1 Основные методы интенсификации выноса водных скоплений и реализуемые в них принципы 52
3.2 Удаление жидкости из скважин с помощью плунжерного лифта 53
3.3 Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих ПАВ 54
3.4 О возможном ассортименте пенообразующих ПАВ для выноса водных скоплений из газовых скважин 55
3.5 Влияние типа пластовых вод и давления на устойчивость пенных систем 57
3.5.1 Методика количественной оценки объемов выносимой из газовых скважин воды 58
3.5.2 Анализ результатов расчета объемов поступающей на УКПГ воды 62
3.6 Оценка критического дебита скважин 67
3.7 Промысловые эксперименты по выносу жидкости из газовых скважин 71
3.8 Испытания пенообразователя ПО-1Д для выноса жидкости с забоя скважин 78
Выводы 79
4 Технологические приемы и технические средства для обеспечения работоспо собности газовых скважин с наличием жидкости на забое 81
4.1 О возможности использования опыта газлифтной добычи нефти и транспорта газожидкостных смесей при выборе технологии и технических средств для выноса водных скоплений с забоев газовых скважин 81
4.2 Критическое истечение через штуцер 85
4.3 Стекание жидкой пленки со стенок лифтовых труб 93
4.3.1 Механизм формирования жидкой пленки на внутренней поверхности НКТ газовых скважин при барботировании газа через слой жидкости 93
4.3.2 Математическая модель расчета критической скорости стекания со стенок лифтовых труб жидкости 94
4.4 Математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования 98
4.5 Диспергатор для выноса водных скоплений 107
4.6 Предотвращение образования гидрато-парафиновых выпадений в выкидных линиях скважин и скважинах, использующих суживающие устройства для выноса жидких скоплений с забоев газовых скважин 110
4.7 Устройство технического обслуживания запорной арматуры для снижения утечек и потерь газа 113
Выводы 116
Основные выводы и рекомендации 118
Список использованных источников 120
- Механизм движения жидкости и формирование структур газожидкостного потока
- Основные методы интенсификации выноса водных скоплений и реализуемые в них принципы
- Испытания пенообразователя ПО-1Д для выноса жидкости с забоя скважин
- Математическая модель расчета критической скорости стекания со стенок лифтовых труб жидкости
Введение к работе
Крупнейшее в России Уренгойское газовое месторождение было введено в эксплуатацию в 1978 г. и к середине 1980-х годов обеспечивало почти половину отраслевой добычи газа.
В разработке Уренгойского месторождения находятся массивная сено-манская газовая залежь и пластовые залежи валанжинских отложений. Наиболее стабильно работает сеноманская газовая залежь с годовым уровнем отбора газа 250 млрд м3. В настоящее время добыча газа по объединению «Уренгойгаз-пром» снижается в результате существенного падения пластового давления.
При эксплуатации Уренгойского НГКМ ученые и специалисты газовой отрасли столкнулись с рядом проблем, без решения которых невозможно обеспечить устойчивую добычу газа. В период падающей добычи появляется большое число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, накоплением на забое жидкости и механических примесей.
В начальный период разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения высокие дебиты скважин обеспечивали вынос жидкой фазы в капельно-диспергированном виде. При дальнейшей эксплуатации месторождения из-за падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин стало причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавливания.
Подобные явления характерны и для других газовых месторождений, в том числе для месторождения Медвежье. Так, в [64] отмечается «Эксплуатация скважин с дебитами, не обеспечивающими очистку забоя, приводит к образованию столба жидкости на забое скважины, постепенному увеличению его высоты, созданию противодавления на пласт и глушению (самозадавливанию) скважин. Дальнейшая их эксплуатация возможна при достаточно частых продувках с целью очистки забоя от пластовой и конденсационной воды (для скважин с диаметром НКТ 168 мм и при значении депрессии на пласт до 1 ата количество продувок достигает 1-2 раза в неделю)».
Цель работы — Создание научно обоснованных методов удаления жидкости с забоев газовых скважин на примере Уренгойского месторождения на
основе теоретического и экспериментального изучения условий накопления и выноса жидкости из скважин.
Основные задачи исследований
Систематизировать существующие методы удаления жидкой фазы с забоев газовых скважин и оценить рациональные границы их применимости.
Изучить структурные формы совместного течения газа и жидкости в вертикальных трубах (подъемных трубах газовых скважин). Установить границы их существования, условия перехода и возможность накопления жидкой жидкой фазы.
На основе статистического анализа данных геофизических исследований скважин методом главных компонент выявить основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на процесс накопления жидкости на забое низко-дебитных газовых скважин.
Обосновать применение пенных систем для эксплуатации скважин, склонных к накоплению жидкости на забое.
На основе фактических данных эксплуатации определить условия выноса жидкости с забоев газовых скважин.
Научная новизна
На основании обработки данных геофизических исследований скважин с использованием метода главных компонент выявлены основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое газовых скважин. Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину.
В соотношениях безразмерных комплексов Уоллиса, устанавливающих области присутствия жидкой фазы в результате обработки данных промысловых исследований выявлены три области и построены графические зависимости работы газовых скважин на сеноманской залежи по состоянию скважин на 2005 год:
отсутствия выноса водной фазы;
неустойчивой работы и периодического выноса воды;
полного выноса водной фазы;
Получена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.
Разработана математическая модель для определения критической скорости стекания жидкой пленки.
Исследованы механизм истечения газожидкостной смеси через штуцера, узкие зазоры, тонкие трубки и влияние режима истечения на температуру смеси.
Разработана математическая модель для определения температуры после штуцирования.
Разработаны устройства для создания эффективных структур потока в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, защищенные патентами Российской Федерации.
Основные защищаемые положения
Уточненная зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.
Статистический анализ данных геофизических исследований скважин и основные факторы, оказывающие наибольшее влияние на динамический уровень жидкости, накапливающейся на забое низкодебитных скважин.
Математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкой пленки со стенок лифтовых труб.
Математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом и сверхкритическом режиме истечения жидкости.
5. Устройства для эффективной эксплуатации нефтегазодобывающих
скважин.
Практическая ценность и реализация результатов в промышленности
Разработана математическая модель для расчета критической скорости стекания жидкой пленки со стенок лифтовых труб
Разработана математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования.
3. Выполнена оценка методов удаления жидкости с забоев скважин исходя из механизма перехода структур потока и наиболее эффективного использования вносимой дополнительно энергии, выявлены возможные осложнения, даны рекомендации по их предотвращению.
4 Подтверждена зависимость для расчета критической величины приведенной скорости газа, выше которой обеспечивается вынос водных скоплений из газовых скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения.
Показано, что на накопление жидкости оказывают накопленный отбор газа, депрессия на пласт, а снижение забойного давления увеличивает вероятность попадания водной фазы в скважину.
Применение пенных систем определено как наиболее эффективное и безопасное. Промысловыми экспериментами установлены условия применения стержней пенообразователей, сбрасываемых на забой самодавлеющих газовых скважин.
Тема диссертационной работы непосредственно связана с программой реконструкции и технического перевооружения газовых промыслов РАО «Газпром».
Результаты работы докладывались и обсуждались на:
- научно-технической республиканской конференции г. Уфа;
заседаниях секции Ученого совета и семинарах Института проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР);
Международной специализированной выставке «Нефть. Газ. Технологии 2004 г. в Уфе 19 мая 2004 г.
Публикации
Основное содержание работы опубликовано в 11 научных трудах, в том числе в 3 патентах Российской Федерации.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, состоящего из 85 наименований. Работа изложена на 127 страницах и иллюстрирована 15 рисунками, содержит 14 таблиц.
Механизм движения жидкости и формирование структур газожидкостного потока
При свободном расширении сферического газового пузырька, силы, растягивающие его, равны и направлены по радиусу во всех направлениях.
При расширении газа, происходящем в трубе, направление сил, воздействующих на среду, ее заполняющую имеют веерный вид. При этом присутствуют как высокие осевые составляющие сил и скоростей, так и меньшие радиальные составляющие. На контактирующую среду такое воздействие проявляется в параллельном переносе и растяжении по фронту действия сил.
Наблюдая изменение формы жидкой капли в высокоскоростном потоке газа, М.Е. Дейч [25] дал картины, которые подтверждают это положение и показывают механизм диспергирования жидкости в газе. Капля быстро расплющивается в тонкий слегка выгнутый блин, затем, продолжая растягиваться, превращается в тонкое плоское кольцо, которое распадается на множество трапецеидальных фрагментов, превращающихся в мелкие капли практически одного размера.
В газовых скважинах движение происходит за счет расширения газовой фазы, происходящего по всей их длине, и значительного увеличения объема. Следовательно, объемная скорость движения газа возрастает по длине трубы, в то время как объемная скорость движения жидкости может даже уменьшиться, если в ней растворено много газа. При установившемся режиме добычи расход компонент добываемой продукции сохраняется. Следовательно, должно произойти перераспределение жидкой компоненты в увеличивающемся объеме газа или потоке таким образом, чтобы соотношение расходов сохранилось.
В скважинах с высоким дебитом газа и присутствием небольшого количества воды, поступающего в капельном виде, энергия расширяющегося потока газа затрачивается на дробление - формирование гомогенной однородной структуры по схеме, описанной М.Е. Дейчем, и ее перенос. Очевидно, что чем больше объемная скорость газа, тем выше дисперсность среды. Напомним, что объемная скорость газа возрастает по высоте скважины, следовательно, уже сформировавшаяся дисперсная среда последовательно подвергается передиспергированию. Добывается «мокрый» газ. Имеется нерациональное использование энергии пласта. Жидкость равномерно перераспределяется в увеличи вающемся объеме газа. Ее количество как бы уменьшается. Это и проявляется при рассмотрении движения в массовых скоростях как явление «проскальзывания». В горизонтальных трубах при высоконапорном транспорте газа и жидкости (конденсата) могут существовать такие же условия, когда из-за высокой энергии потока происходит неоднократное передиспергирование и формирование чрезвычайно устойчивой множественной эмульсии среды.
Изменение структуры потока может происходить как вследствие снижения энергии потока (газа), так и увеличения количества жидкости. Для сокращения размышлений будем говорить о втором случае.
С последующим увеличением притока жидкости уменьшается дисперсность среды, увеличивается размер капель. По достижении некоторой критической величины под действием радиальных составляющих сил они начинают отбрасываться к стенкам трубы, и формируется жидкая пленка, в которой наблюдается течение жидкости по схеме «прямотока». По высоте трубы в связи с ростом объемной скорости газа толщина пленки может уменьшаться. «Проскальзывание» газа, т.е. фактически сокращение массового присутствия жидкости регулируется в перераспределении жидкой фазы между содержанием ее в виде капель с меняющимся количеством и дисперсностью и толщиной жидкой пленки.
С последующим увеличением притока жидкости, происходит утолщение жидкой пленки и, наконец, переход течения в «противоток». Наблюдается относительное движение вниз и постепенное накопление жидкости, принимающее вид волны. В центральном потоке газа присутствует вода в капельном виде и течение в пленке в соответствии с описанными схемами. Сформированная структура имеет название стержневой. Изменение массы жидкой фазы носит переменный циклически повторяющийся характер. Жидкость распределяется в виде капель и пленки меняющейся толщины в пределах, ограниченных устойчивым существованием волны, возникающей в месте начала движения, жидкости в пленке с прямотоком до соединения волны в жидкую перегородку и формирования пробкового (неточного) режима течения. В стержневом течении с вершины волны возможен срыв и унос жидкости.
При пробковом режиме течения регулирование массы жидкости, т.е. проявление эффекта «проскальзываниия», осуществляется через различную по высоте скважины длину газовых пленок и толщину перемычек. Вынос жидкости, располагающейся в перемычках, осуществляется за счет появления вследствие движения газа с увеличивающейся объемной скоростью разности давлений на перемычку снизу и сверху, где возникают волны сжатия и разрежения, соответственно, вследствие чего возможно появление продольных пульсаций на устье скважины. Такое явление возникает и при высоконапорном движении газожидкостных смесей в горизонтальных трубопроводах. При этом наблюдаются продольные пульсации давления, причина появления которых у транспортников не нашла объяснения. При низких скоростях течения, стержневой режим не переходит в пробковый. Происходит стекание жидкости по стенке трубы и накопление ее на забое скважины.
Все рассмотренные структуры симметричны относительно оси трубы. Такие же структуры наблюдаются в высокоскоростных течениях газожидкостной смеси и в горизонтальных трубах, что говорит о том, что причина симметрии в вертикальных трубах — не только в направлении действия силы тяжести.
При всех рассмотренных режимах может происходить полный вынос жидкости с забоя скважины. Пределом существования режимов с полным выносом жидкости является режим «захлебывания» [75], т.е. последний из рассмотренных выше. Последующее увеличение притока жидкости на забой скважины приводит к тому, что, либо стекающая жидкость не накапливается полностью в жидкостных перегородках, либо она даже не поднимается с забоя.
Очевидно, что пробковый режим может существовать и при накоплении воды, однако, дебит газа при этом будет неизменно сокращаться.
С начала накопления жидкой фазы на забое скважины речь должна вестись о возможности применения эргазлифтного метода выноса воды, но не добыче жидкости.
1. На многих газовых месторождениях России, в том числе и на Уренгойском, эксплуатация значительного фонда скважин осложняется накоплением жидкой фазы на забое скважин, что приводит к явлению самозадавливания.
2. Эксплуатация газовых скважин, когда в продукции присутствует жидкая фаза, приводит к движению двухфазных газожидкостных потоков в верти кальных трубах. Для описания закономерностей такого движения в газовых скважинах для пробкового режима можно пользоваться теорией фонтанных и газлифтных подъемников, разработанных для эргазлифтной добычи нефти и конденсата. В теории фонтанных и газлифтных подъемников достаточно полно исследованы эмульсионные и неточные структуры потока, в меньшей — стержневые.
3. В газовых скважинах, эксплуатация которых осложнена присутствием жидкой фазы, возможными структурными формами течения газожидкостной смеси являются дисперсионная, стержневая и пробковая. Эксплуатация скважин, в которых происходит не полный вынос жидкости, аналогична газлифт-ным скважинам, эксплуатация которых ведется при больших расходах рабочего агента - газа. Однако при выборе режима и объема подачи дополнительного объема газа недопустимо активизировать приток воды из водоносных коллекторов.
Основные методы интенсификации выноса водных скоплений и реализуемые в них принципы
В начальный период разработки Уренгойского газоконденсатного месторождения высокие дебиты скважин обеспечивали вынос жидкой фазы в ка-пельно-диспергированном виде. При дальнейшей эксплуатации месторождения из-за падения пластовых давлений накопление жидкой фазы на забое скважин стало причиной осложнений в их работе из-за явления самозадавливания.
Согласно результатам статистического анализа (см. главу 2) для выноса жидкой фазы (пластовая вода, конденсат) с забоя скважин могут быть использованы следующие методы:
1. переход на меньший типоразмер подъемных труб;
2. спуск в колонну подъемных труб сифонных трубок малого диаметра;
3. механизированный подъем жидкости из скважин (глубинные насосы, газлифт);
4. снижение плотности столба жидкости в скважине вводом на забой пе-нообразующих поверхностно-активных веществ.
Первый метод основан на понятии критического дебита фонтанного подъемника [52] и имеет ограниченное применение на газовых промыслах, так как приводит к снижению дебита скважин. Второй метод усложняет проведение подземных ремонтов в скважинах и, кроме того, его применение сдерживается дефицитом труб диаметром 25, 32 и 42 мм. В настоящее время на Уренгойском месторождении проводят опытные работы по испытанию отечественных гибких сифонных трубок диаметром 32 мм, наматываемых на барабан большого диаметра.
Третий метод в условиях Севера имеет свои противопоказания и находится в стадии промышленных испытаний плунжерного лифта.
Из этих четырех методов ввод на забой скважин пенообразующих поверхностно-активных веществ является более предпочтительным, так как для его использования не нужно изменять компоновку подземного оборудования скважин и технологию добычи газа. Как следует из описанного в п. 1.3 механизма движения газа и жидкости, и анализа расходования энергии расширяющегося газа, накапливающаяся жидкость может быть удалена как за счет внесения дополнительной энергии, так и ее более рационального использования. Путем воздействия на физико-химические свойства компонентов или жидкости, повышающего способность эмульсеобразования и устойчивость дисперсионной среды к изменению внешних условий может быть достигнуто сокращение энергии на диспергирование. Это удачно реализуется в четвертом методе, широко используемом на практике.
В первом и втором из названных методов увеличение выноса воды достигается за счет сокращения энергии на диспергирование, путем выполнения его с применением технических средств и технологических приемов.
Недостающая энергия может быть внесена как увеличением скорости движущегося газа путем подачи на забой скважины некоторого дополнительного его объема (газлифт), так и применением соответствующих технических средств (глубинные насосы) (четвертый метод).
При использовании газлифта следует учитывать возможности, реализуемые в первом и во втором методе.
Удаление накапливающейся жидкости с забоев газовых скважин может осуществляться периодически или постоянно. Второй случай возможен при достаточно большом естественном не интенсифицированном притоке жидкости.
Удаление жидкости из скважин с помощью плунжерного лифта Одним из возможных вариантов удаления жидкости с забоя газовых скважин является плунжерный лифт. Испытание установок плунжерного лифта (изготовление и поставка Ижевского механического завода (ИМЗ) и фирмы «Baker») на нефтяных скважинах выявило следующие основные проблемы эксплуатации подъемника этого типа в условиях Уренгойского месторождения. 1.Прихват плунжера в интервале парафиногидратных отложений. Ни одна из имеющихся трех конструкций плунжера (две - фирмы «Baker», одна -ИМЗ) не дала удовлетворительного результата при работе в скважинах № 6445, 6462, 6800 и 20445. Очевидно, при наличии парафиногидратных отложений требуются- специальные установки, аналогом которых может быть плунжер с переменным наружным.диаметром по типу фирмы «Cameo».
2.Отказы в работе электронного контроллера. Быстрый,разряд источника, питания, сбои в выдаче управляющего сигнала в результате как перегрева, так и переохлаждения рабочего шкафа. Контроллеры, обоих поставщиков имеют низкую надежность.
З.Якорь подвесного типа требует демонтажа лифтовой колонны, что связано с проведением дополнительного капремонта.
Кроме того, технические характеристики установок плунжерного лифта Ижевского механического завода позволяют работать в. скважинах с лифтовыми колоннами только-диаметром 73 мм из труб-по ГОСТ 633-71. Проходной, канал в устьевом оборудовании должен соответствоватьвнутреннему диаметру НКТ. Рабочее давление на устье скважины ограничивается величиной- 21 МПа. Необходимы монтажные работы, по переоборудованию устья. Для- выбора режимных параметров работы, установки потребуется проведение специальных исследований и расчетов, т. е. составление конкретной программыработ.
Результаты промысловых испытаний и анализ-литературных источников свидетельствуют, что уровень оборудования вышеназванных фирм не отвечает в полной мере современным требованиям техники и технологии плунжерного лифта в условиях Уренгойского месторождения. По нашему мнению; лидером здесь является! фирма «Cameo» с продукцией Ferguson Beaureard, имеющая» не только высокие технические и технологические возможности, ной лучший показатель ««цена/качество» в-сравнении с фирмой «Baker» и Ижевским механическим заводом. В этой связи целесообразным представляется систематическое изучение опыта и сотрудничества с фирмой «Cameo».
3.3 Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразующих ПАЕН Сущность этого способа заключается в том, что при закачке пенообра-зующего ПАВ в скважину, растворении его-в пластовой жидкости и прохождении газа через столб образовавшегося раствора, возникает пенная структура, состоящая из пузырьков газа, разделенных пленками жидкости. Пенообразова-ние обеспечивается резким снижением поверхностного натяжения воды, в. ее растворе с ПАВ. При этом плотность пены значительно- меньше плотности пластовой жидкости. Образовавшаяся газожидкостная система поднимается с газовым потоком на поверхность при значительно меньших расходах добываемой продукции. Известно применение этого способа при эксплуатации нефтяных скважин, в частности, при компрессорном и газлифтном способе добычи нефти [9, 19, 52, 65].
Испытания пенообразователя ПО-1Д для выноса жидкости с забоя скважин
Как уже отмечалось в п. 3.2, применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) для выноса жидкости с забоя скважин имеет целый ряд преимуществ, главное из которых возможность реализации на практике без изменения существующей системы добычи, сбора и подготовки газа на промыслах.
На основании экспериментальных исследований рекомендован ассортимент поверхностно-активных веществ и стабилизаторов пенных систем для выноса жидкости из газовых скважин. Свойства рекомендованных пенообразователей позволяют применять их на промыслах путем централизованной подачи совместно с ингибиторами гидратообразования.
В настоящее время промышленно выпускается и является наиболее доступным на газовых промыслах пенообразователь ПО-1Д, который используется как средство пожаротушения. По истечении срока хранения он подлежит утилизации, так как не может быть использован по прямому назначению. В то же время его можно применять для выноса жидкости с забоя скважин.
Известно [17], что с повышением температуры раствора ПАВ его пено-образующая способность обычно падает. Анионоактивные ПАВ с повышением температуры обнаруживают сначала увеличение пенообразующей способности, а затем - ее уменьшение. Для неионогенных ПАВ при достижении раствором температуры помутнения характерно понижение пенообразования. Давление в системе снижает пенообразующие свойства ПАВ.
На забое газовых скважин сеноманской залежи температура превышает 70 С, величина забойного давления колеблется в районе 5 МПа, поэтому хорошие пенообразующие свойства реагента, показанные в лабораторных условиях, должны быть подтверждены и в промысловых условиях.
Для централизованной подачи совместно с ингибиторами гидратообразования пенообразователя ПО-1Д (по ТУ 3810799-88) необходима реконструкция дозировочного оборудования и метанолопроводов на установках комплексной подготовки газа. Проведение такой реконструкции требует времени и определенных затрат. Поэтому опытно-промышленные испытания пенообразователя ПО-1Д были проведены путем непосредственной закачки в скважину через затрубную задвижку передвижным насосным агрегатом.
В процессе экспериментов в скважину закачали 0,150 м водного раствора пенообразователя ПО-1 Д.
В результате проведенной обработки, как показали замеры, дебит сква-жины возрос на 38 тыс. м /сут, или на 14 %, динамический уровень снизился на 19 метров, что свидетельствует о выносе жидкости с забоя скважины. Эффект продолжался около одного месяца.
Выводы:
1. На основе предложенного механизма выноса и формирования структур газожидкостного потока выявлены основные принципы рационального использования энергии газа, реализующиеся в различных способах и приемах выноса водных скоплений с забоев скважин.
2. Установлено, что способ выноса жидкости из газовых скважин с использованием поверхностно-активных веществ для определенных геолого-технических условий является предпочтительным как наиболее надежный и контролируемый процесс, не наносящий ущерба окружающей среде, реализуемый на практике без изменения существующей системы добычи, сбора и подготовки на промыслах.
3. На основании экспериментальных исследований рекомендован ассортимент поверхностно-активных веществ и стабилизаторов пенных систем для выноса жидкости из газовых скважин. Свойства пенообразователей позволяют применять их на промыслах путем централизованной подачи совместно с ингибиторами гидратообразования.
4. Проведены промысловые эксперименты по испытанию ПАВ пенообразователей в виде твердых стержней для выноса для выноса жидкой фазы с забоя скважины. 5. Для эффективной работы стержней - пенообразователей их необходимо применять в скважинах, имеющих небольшие зумпфы (до 5-10 метров).
6. Предложен расчетный метод определения критического дебита, ниже которого происходит накопление жидкой фазы на забое газовой скважины. Метод основан на расчете безразмерных комплексов Уоллиса по данным промысловых исследований скважин.
Математическая модель расчета критической скорости стекания со стенок лифтовых труб жидкости
Как. показывает анализ экспериментальных данных, по характеру изменения? температуры. и давления при штуцировании РЖЄ можно выделить три типатечения:
1) -критическое - режим течения может быть принят изотермическим;
2) —сверхкритическое, (р2 —р і) (р2кр -р 0 при котором отмечается или незначительное понижение температуры после штуцера или температура совсем не меняется;
3): — докритическое - при этом режиме отмечается заметное снижение температуры, после штуцера, наблюдается «тепловая яма» снижение температуры-происходит при последующем ее повышении в сепараторе.
Предлагаемая математическая- модель имеет общий: характер и может быть использована для=расчета температуры при любомрежиме течения.
В сложной термодинамической макросистеме - диспергированной;жидкости, состоящей из двух частей - жидкости и: газа;. которые, в свою очередь, представляют собой многокомпонентные смеси: фаз: двухфазных систем находящихся или стремящихся к фазовому равновесию, внутренняя энергия: и энтальпия являются аддитивными величинами. В случае, когда энергией взаимодействия этих частей макросистемы, связанной с наличием границ или поверхностей раздела, тел и представляющей собой поверхностную энергию, можно пренебречь, внутренняя энергия и энтальпия равны соответственно сумме внутренних энергий и энтальпий отдельных частей. Если процесс происходит без подвода внешней энергии и не. сопровождается изменением температуры всей системы в целом как при критическом течении через штуцер, он является адиабатическим и изотермическим.
Таким образом, при формировании сложной двухфазной многокомпонентной газожидкостной системы в режиме, определяемом давлением, соотношением фаз, диаметром и длиной штуцера, газ и жидкость могут рассматриваться как отдельные элементы, изменение состояния которых при формировании макроструктуры, в первую очередь, происходит за счет использования внешних сил (перепад давления) при сохранении внутренней энергии компонент (энтальпии), путем перевода в другие виды — на дробление (силы поверхностного натяжения), потери на трение. И только при выходе за границы критического режима, формирование структуры может происходить и за счет внутренних сил, с выходом из изотермического режима. Это позволяет оценить теплосодержание газа и жидкости раздельно. Такой подход с раздельным рассмотрением газового и жидкостного потока используется и при построении уравнений движения двухфазных сред. Решение их в общем виде находится для небольшого числа частных инженерных задач.
Движение ГЖС в своих крайних состояниях - газ и жидкость характеризуются падением температуры при движении через штуцер газа и повышением температуры при штуцировании жидкости.
При однофазном течении через штуцер при любых скоростях создается мелкодисперсная система, включающая зарождение пузырьков или капель с последующей конденсацией влаги. Процесс в этом случае идет только за счет внутренних энергий молекулярного уровня. Снижение температур в газе или повышение в жидкости пропорционально-снижению давления и может быть рассчитано с использованием соответствующих коэффициентов Джоуля-Томсона.
Установлено, что при критическом режиме истечения температура газожидкостной смеси после штуцера равна температуре до штуцера. При критическом режиме имеет место изоэнтропийное расширение - адиабатическое расширение жидкой фазы и газовой фазы. При этом расширение жидкой фазы (обычно сопровождающееся зарождением пузырьков) не происходит. Экспериментальные данные говорят, что при течениях близких к критическим про 100
цесс идет без изменения температуры. Следовательно, соотношение силовых полей такое, что происходит перераспределение кинетической энергии потока и дробление одной из фаз с возникновением пузырьковой газовой или капельной жидкостной фаз (пузырьков или капель) и установлением при этом фазового равновесия между жидкостью и газом. Внешняя работа выражается в дроблении одной из фаз среды. Как показывают опытные данные, в исследуемых течениях критический режим устанавливается при соотношении давлений на выходе и входе штуцера равном є 0,5 и соотношении фаз 3 0,8.
Отклонение от критического режима истечения, особенно в сторону «докритического», сопровождается значительным изменением температуры.
Расчет температуры при дросселировании ГЖС выполняется для каждой из фаз отдельно с использованием соответствующих коэффициентов Джоуля -Томсона с одновременным выравниванием температур на основе обмена тепловой энергией.
Падение температуры в газе оценивается дифференциальным или интегральным коэффициентом «дроссель - эффектом» Джоуля-Томсона.
Когда при дросселировании газа давление понижается на значительную величину, то эффект Джоуля-Томсона называется интегральным.
Дифференциальный эффект Джоуля-Томсона \х\ - это изменение температуры, происходящее от бесконечно малого изменения давления
