ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Связь дебита, подземного обустройства добывающей скважины и способа ее эксплуатации с динамикой изменения состава добываемой продукции в скважине из "Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды" В России основная доля нефти добывается из месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления закачкой воды в залежь. Обводненность скважинной продукции достигла 70 - 80 % об. Большинство добывающих скважин достаточно быстро проходят стадию безводной добычи нефти. [c.107] Если пластовое давление высокое, продукция безводна, коэффициент продуктивности скважины большой, то с высокой степенью вероятности можно ожидать фонтанного способа эксплуатации. В этом случае внутрискважинное оборудование представляет собой просто колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). При относительном постоянстве пластового давления до начала обводнения продукции, поступающей из пласта в скважину, состав скважинной продукции остается постоянным и изменение внутрискважинного обустройства вызывается только изменением нормы отбора продукции из скважины. То есть, в такой ситуации, любое изменение внутрискважинного оборудования является последствием человеческого фактора, несвязанного с изменением состава добываемой продукции. [c.107] Величина дебита добывающих скважин тесно коррелируется с высотой подъема жидкости. Возможная подача большинства скважинных насосных установок с увеличением высоты подъема жидкости достаточно быстро снижается. Следовательно, при больших потенциальных возможностях пласта дебит скважины будет определяться только техническими возможностями оборудования скважины. [c.107] Качественно зависимость (1.69) справедлива для любого способа эксплуатации. При значении = 40 ООО мУсуг зависимость (1.69) применима к скважинам, которые оборудованы СШНУ. [c.108] К низкодебитным относятся такие скважины, дебит которых не превышает 5,0 мУсуг при высоте подъема менее 3000 м. [c.108] На рис. 1.9 представлены области и границы различных категорий скважин по дебиту и высоте подъема. Технико-экономические расчеты, а также длительная практика применения СШНУ и УЭЦН показали, что приведенные области применения глубиннонасосного оборудования являются достаточно обоснованными и могут быть рекомендованы для практического применения в нефтепромысловой практике России. [c.109] Нефтепромысловая практика эксплуатации низко- и среднедебитных скважин показывает, что в процессе обводнения скважинной продукции между приемом насоса и интервалом перфорации накапливается пластовая вода. [c.110] Рассмотрим более подробно движение взаимодействующих фаз в скважине. Объемная доля дисперсной фазы в скважине во времени изменяется от нуля (при безводной эксплуатации) до максимально возможной (при обводнении продукции). [c.111] Для малодебитных сква 1кин скорости движения фаз относительно эксплуатационной колонны имеют практически тот же порядок величины, что и скорость движения дисперсной фазы относительно дисперсионной среды (жидкости). При описании течений такого рода наибольшее распространение получила модель раздельного движения фаз. В этой модели фазы рассматриваются как два взаимопроникающих и взаимодействующих континуума, заполняющих один и тот же объем, но при этом каждая из них занимает лишь часть этого объема, [9, 34, 39]. [c.111] На рис. 1.10 представлена графическая иллюстрация обобщений экспериментальных данных по относительной скорости движения фаз в зависимости от объемной концентрации частиц дисперсной фазы в дисперсной системе. [c.113] При п = 3,65 графический вид уравнения (1.76) практически совпадает с иллюстрацией на рис. 1.10 (легенда — группа II). [c.114] Относительная скорость частиц дисперсной фазы, рассчитанная по формуле (1.79), представлена для наглядности на рис. 1.10, (группа 1). [c.115] Фактически на рис. 1.10 представлен диапазон разброса результатов наиболее достоверных экспериментальных исследований стесненного движения частиц дисперсной фазы. [c.115] Отметим, что рассмотренные результаты экспериментального и теоретического изучения движения фаз в дисперсных системах относятся в основном к монодисперсным системам со сферическими частицами. [c.116] Анализ рекомендаций, предложенных П.Д. Ляпковым [41] о структурах водонефтяного потока в эксплуатационной скважине, позволяет, в первом приближении, определить область значений дебитов скважин, при которых возможен вынос капельной воды с глубины интервала перфорации, рис. 1.11. [c.119] Как уже отмечалось (пример 1.6), при дебитах скважин порядка 100 — 150 мУсут и выше в перфорационных каналах формируется турбулентный режим течения и можно полагать, что из перфорационных каналов в скважину смесь пластовой нефти и воды поступает в диспергированном виде. При этом внешней фазой потока водонефтяной смеси из у-го перфорационного канала будет пластовая нефть или пластовая вода, в зависимости от объемного соотношения фаз, межфазного поверхностного натяжения, времени жизни капель на границе раздела фаз и др. [c.119] для примера продуктивный пласт состоит из двух однородных пропластков, удельные коэффициенты продуктивности которых существенно различаются. Если обводняющийся пропласток в нижней части эксплуатационного объекта, то совершенно очевидно, чт зумпф скважины заполнится водой при любом ее дебите. Если обводняющийся пропласток находится в верхней части эксплуатационного объекта, то возможность осаждение воды, поступающей из пласта на забой, существенно зависит от соотношения притоков из пропластков и дебита скважины в целом. При турбулентном режиме течения в эксплуатационной колонне вся поступающая в скважину вода с большой долей вероятности будет выноситься на поверхность. Заполнение зумпфа водой будет происходить только при остановках скважины за счет гравитационного осаждения воды в ней. [c.120] В первом приближении можно принять, что вблизи от интервала перфорации температура водонефтяной смеси в эксплуатационной колонне равна пластовой, давление выше давления насыщения пластовой нефти газом, инверсия фаз происходит при объемной доле воды в потоке 50 - 60 % об. [c.120] Вернуться к основной статье