ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Динамика изменения термобарических условий при движении пластовой нефти от забоя до устья и далее в системе промыслового обустройства из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды" Уменьшение устьевого давления позволяет облегчить условия работы внутрискважинного оборудовании, повысить эффективность работы нефтяного газа в скважине и, как следствие, увеличить КПД использования потенциальной энергии как в фонтанных, так и в механизированных скважинах. [c.163] Накопленный промышленный опыт эксплуатации промысловых объектов обустройства нефтяных месторождений показывает, что типовое давление первой ступени сепарации нефти от газа составляет 0,6-0,8 МПа. Как правило, первая ступень сепарации технологически совмещается с ДНС. Между дне и скважинами находятся групповые замерные установки (ГЗУ). Расстояние от устьев добывающих скважин до технологического объекта промыслового обустройства, на котором производится первая ступень сепарации нефти от нефтяного газа, может достигать нескольких километров. Как показали исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных трубопроводах при движении по ним газожидкостных смесей потери давления могут на 40-50 % превышать аналогичные в горизонтальных трубопроводах. Фактическая величина типового давления на устьях добывающих скважин нефтяных месторождений в России составляет 1-1,5 МПа. [c.163] Таким образом обоснование проектной величины устьевого давления представляет собой оптимизационную технико-экономическую задачу, приоритеты в которой неоднозначны и существенно зависят от многих факторов, в том числе и конъюнктуры. Именно поэтому, исходя из сложившейся практики промыслового обустройства нефтяных месторождений, в технологических схемах и проектах разработки давление на устье добывающих скважин принимается по прецеденту в диапазоне 1-1,5 МПа. [c.163] Давление в скважине на глубине интервала перфорации, определяющее депрессию на пласт и, как следствие, в сочетании с величиной пластового давления и коэффициента продуктивности скважины, обуславливает величину притока жидкости пласта. Забойное давление в скважинах различных нефтяных месторождений меняется в достаточно широком диапазоне 5-25 МПа. Время задержки продукции пласта в скважине зависит от её глубины, дебита, конструкции скважины и глубины спуска приемного устройства погружного оборудования. [c.164] В первом приближении, величина пластового давления в залежи пропорциональна глубине её залегания. [c.164] Соответственно, асимптотическая оценка порядка минимальной скорости снижения давления в потоке скважинной продукции при движении ее по эксплуатационной колонне составляет от 0,2 МПа/час (при 10 мУсут) до 3,9 МПа/час (при 200 мУсут). В НКТ подобная асимптотическая оценка возрастает на порядок от 0,03 МПа/мин (при 10 мУсуг) до 0,65 МПа/ мин или 11 кПа/с (при 200 мУсут). [c.166] Из представленных оценок следует, что максимальное время стабилизации поверхностей раздела фаз на границах капелек нефти и воды в скважинной продукции составляет от 2,5 часов до 2-х суток. [c.166] В работе [48] есть два примера определения потерь давления при движении газожидкостной смеси в реальном рельефном трубопроводе со следующими исходными и расчетными данными, табл. 1.28. [c.166] Проведенный авторами [48] сравнительный анализ фактических и расчетных значений потерь давления показал, что погрешность расчетов составляет, в среднем, + 10 %. [c.167] Общее вр я задержки потока в трубопроводе составляет почти 3 часа (2,92 час), следовательно, динамика падения давления составляет 0,77 МПа/час (или 13 кПа/с). Аналогичные цифры получаются и для второго примера (0,14 МПа/час). [c.168] По существу уравнения (1.126) и (1.127) раскрывают функциональную связь между фазовым составом продукции, поступающей из пласта в скважину, и тепловой мощностью продукции пласта в скважине. Формулы (1.126) и (1.127) абсолютно адекватны и применение их может диктоваться только удобством использования или пристрастиями пользователя. [c.169] Рост обводненности продукции скважин при сохранении ее дебита по пластовой нефти сопровождается существенным увеличением ее тепловой мощности. Особенно актуальным становится этот источник тепловой энергии для малодебитных скважин в зимнее время. В зависимости от температуры потери текучести промысловой нефти и температуры застывания пластовой воды, поступающей из скважины в систему сбора, сохранение возможности бесперебойного функционирования скважин становится задачей наиболее рационального использования добываемой тепловой энергии. [c.170] При установлении норм отбора скважинной продукции в условиях возможности возникновения отказа работоспособности системы сбора из-за ее замерзания, необходимо провести технико-экономическое обоснование последствий различных вариантов норм отбора как на состояние дренируемого участка залежи, так и на возможное увеличение расхода материально-технических ресурсов в обеспечение бесперебойной работы системы сбора скважинной продукции. [c.170] ВОЗМОЖНОСТИ оптимизации материальных затрат на обеспечение сбора и промысловой подготовки скважинной продукции. [c.171] Если пластовую нефть рассматривать еще и как потенциальный топливный источник тепловой энергии, то представляет интерес характеристика элементного состава дегазированных нефтей, который для некоторых месторождений бывшего СССР представлен в табл. 1.29. [c.171] 8- массовые доли атомов углерода (С), водорода Н), кислорода О) и серы (5) в нефти, %. [c.171] При расчете удельной изобарной теплоемкости нефтей в табл. 1.29 температура принималась равной 20 °С. [c.171] Теплотворная способность (теплота сгорания), расчетные данные. кДж/кг. /Высшая теплотворная способность, расчетные данные. [c.172] Если технология сбора скважинной продукции предусматривает использование нефтяного газа для выработки тепловой энергии, то дополнительно из недр в виде потенциального топлива с каждой тонной нефти поступает 5,625 ГДж/т, большая часть которого иногда сгорает на факелах ДНС. [c.173] Вернуться к основной статье