669
.pdf
Разработка вероятностно-статистических моделей по характеристикам пластов
тей с шагом 0,1, и в пределах данных интервалов вычислим средние значения Р(Z) иqn, которыеприведены втабл. 5.
Из табл. 5 видно, что при увеличении значений РУКВХП величины Р(Z) законо-
мерно повышаются, а qn также повышаются, но по более сложной траектории. Между данными величинами вычислены коэффициенты r: между Р(Z) и РУКВХП –
0,99, между Р(Z) и qn – 0,92 и между
РУКВХП и qn – 0,94. Все связи являются
статистически значимыми. Все вышеизложенное показывает, что разработанные
методики можно использовать для прогноза дебитов нефти.
Заключение
Наиболее существенные результаты исследований сводятся к следующему:
–построены модели прогноза дебитов нефти по характеристикам пластов коллекторов;
–обоснована необходимость построения многомерных статистических моделей для прогноза среднесуточных дебитов нефти дифференцированно по пластам
БС10, БС111 иЮС1.
Список литературы
1. Исследование влияния характеристик пласта БС110 Дружного месторождения на дебиты нефти / К.Г. Скачек, М.В. Мордвинцев, В.И. Галкин, А.В. Растегаев // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 4. –
С. 120–122.
2.Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефтяное хозяйство. – 2010. –
№1. – С. 52–54.
3.Исследование влияния вторичных преобразований в породах продуктивных горизонтов Дружного месторождения на дебиты нефти / М.В. Мордвинцев, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, А.Н. Аношкин // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 62–63.
4.Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. – Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. – 284 p.
5.Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – Vol. 9, № 4. – P. 409–427.
6.Donnelly K.P. Simulations to determine the reariance and edge effect of total nearest neighbor distance, in Hodder. – 1 ed. Simulation studies in archeology. – Cambridge: Cambridge Unit. Press, 1978. – P. 91–95.
7.Kaufman M.G. Statistical issues in the assessment of undiscovered oil and gas resources. – MITCEEPR. – 1992.
8.Watson G.S. Statistic on spheres. – New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. – 238 p.
9.Unwin D. Introductory spatial analysis. – London: Methuen and Co., Ltd., 1981. – 212 p.
10.Hill J.H. Geological and economical estimate of mining projects. – London, 1993.
11.Растегаев А.В., Галкин В.И., Аношкин А.Н. Прогноз слабодренируемых участков пласта
БС102,3 Тевлинско-Русскинского месторождения по геолого-геохимическим показателям // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 34–36.
12.Галкин В.И., Хижняк Г.П. О влиянии литологии на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 3. – С. 70–73.
13.Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидроразры-
ва пласта (на примере Повховского месторождения – пласта БВ8) / С.А. Иванов, К.Г. Скачек, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.А. Шихов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2009. – № 10. – С. 42–45.
14.Кривощеков С.Н., Галкин В.И. Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2008. –
№8. – С. 20–23.
81
К.Г. Скачек, М.В. Мордвинцев
15. Шайхутдинов А.Н., Галкин В.И. О возможностях прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностно-статистическими методами (на примере территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений /
ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2009. – № 6. – С. 11–14.
16.Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) // Нефтепромысловое дело / ОАО «ВНИИОЭНГ». – М., 2010. –
№7. – С. 54–57.
17.Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 9. – С. 112–114.
References
1.Skachek K.G., Mordvintsev M.V., Galkin V.I., Rastegaev A.V. Issledovanie vliianiia kharakteristik plasta BS 101 Druzhnogo mestorozhdeniia na debity nefti [Investigation of influence of the characteristics of the reservoir BS 101 friendly field on production rates of oil]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2012, no. 4, pp. 120–122.
2.Galkin V.I., Shaĭkhutdinov A.N. Postroenie statisticheskikh modeleĭ dlia prognoza debitov po
verkhneiurskim otlozheniiam Kogalymskogo regiona [Building statistical models to predict flow rates for the Upper Jurassic deposits of the region Kogalym]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2010, no. 1, pp. 52–54.
3.Mordvintsev M.V., Galkin V.I., Rastegaev A.V., Anoshkin A.N. Issledovanie vliianiia vtorichnykh preobrazovaniĭ v porodakh produktivnykh gorizontov Druzhnogo mestorozhdeniia na debity nefti [Investi-
gation of the influence of secondary changes in the rocks of productive horizons friendly field on production rates of oil]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2011, no. 3, pp. 62–63.
4.Bartels C.P.A., Ketellapper R.H. Exploratory and explanatory statistical analysis data. Boston: MartinusNijhoff Publishing, 1979. 284 p.
5.Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroleum exploration. Mathematical Geology, 1977, Vol. 9, no. 4, pp. 409–427.
6.Donnelly K.P. Simulations to determine the reariance and edge effect of total nearest neighbor distance, in Hodder. Cambridge – 1 ed. Simulation studies in archeology: Cambridge Unit. Press,1978, pp. 91–95.
7.Kaufman M.G. Statistical issues in the assessment of undiscovered oil and gas resources. MITCEEPR, 1992.
8.Watson G.S. Statistic on spheres. New York: John Wiley and Sons, Inc., 1983. 238 p.
9.Unwin D. Introductory spatial analysis. London: Methuen and Co., Ltd., 1981. 212 p.
10.Hill J.H. Geological and Economical Estimate of Mining Projects. London, 1993.
11. Rastegaev A.V., Galkin V.I., Anoshkin A.N. Prognoz slabodreniruemykh uchastkov plasta BS 102–3 Tevlinsko-Russkinskogo mestorozhdeniia po geologo-geokhimicheskim pokazateliam [Forecast poorly drained areas of the reservoir BS 102-3 Tevlinsko-Russkinskoye field of geological and geochemical indicators]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2012, no. 3, pp. 34–36.
12.Galkin V.I., Hizhniak G.P. O vliianii litologii na koeffitsient vytesneniia nefti vodoĭ [About influence of lithology on the coefficient of oil displacement by water]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2012, no. 3, pp. 70–73.
13.Ivanov S.A., Skachek K.G., Galkin V.I., Rastegaev A.V., Shikhov S.A. Issledovanie vliianiia ge- ologo-tekhnologicheskikh pokazateleĭ na effektivnost' gidrorazryva plasta (na primere Povkhovskogo mestorozhdeniia – plasta BV8) [Investigation of the influence of geological and production data on the
effectiveness of hydraulic fracturing (for example Povkhovskoye field – bed BV8)]. Geologia, geofizika i razrabotka neftianikh i gazovikh mestorozhdeniĭ, 2009, no. 10, pp. 42–45.
14.Krivoshchekov S.N., Galkin V.I. Postroenie matritsy elementarnykh iacheek pri prognoze neftegazonosnosti veroiatnostno-statisticheskimi metodami na territorii Permskogo kraia [Construc-
tion of a matrix of elementary cells for the forecast of oil-and-gas content by probabilistic-statistical methods in Perm region]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdeniĭ,
2008, no. 8, pp. 20–23.
82
Разработка вероятностно-статистических моделей по характеристикам пластов
15.Shaĭkhutdinov A.N., Galkin V.I.O vozmozhnostiakh prognoza neftegazonosnosti iurskikh otlozheniĭ veroiatnostnostatisticheskimi metodami(na primere territorii deiatel'nosti TPP «Ko-
galymneftegaz» [About possibilities of forecast oil and gas potential of the Jurassic deposits of prob-
abilistic and statistical methods (for example, the territory of the Chamber of Commerce «Kogalymneftegaz»]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdeniĭ, 2009,
no. 6, pp. 11–14.
16.Ivanov S.A., Rastegaev A.V., Galkin V.I. Analiz rezul'tatov primeneniia GRP (na primere Povkhovskogo mestorozhdeniia nefti) [Analysis of the results of fracture (for example, Povkhovskoye oil field)].
Neftepromyslovoe delo, 2010, no. 7, pp. 54–57.
17.Putilov I.S., Galkin V.I. Primenenie veroiatnostnogo statisticheskogo analiza dlia izucheniia fatsial'noĭ zonal'nosti turne-famenskogo karbonatnogo kompleksa Sibirskogo mestorozhdeniia [The use of
probabilistic statistical analysis to study the facies zonation of the tour-Famennian carbonate complex of the Siberian fields]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2007, no. 9, pp. 112–114.
Об авторах
Скачек Константин Геннадьевич (Когалым, Россия) – кандидат геолого-минералоги- ческих наук, заместитель генерального директора по геологоразведке ООО «ЛУКОЙЛЗападная Сибирь» (Тюменская обл., г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20; e-mail: Konstantin.Skachek@lukoil.com).
Мордвинцев Михаил Васильевич (Иркутск, Россия) – директор департамента геологии и гео- лого-разведочных работ ОАО «Верхнечонскнефтегаз» (г. Иркутск, ул. Байкальская, 295б; e-mail: MordvintsevMV@vcng.ru).
About the authors
Skachek Konstantin G. (Kogalym, Russia) – candidate of geological and mineralogical sciences, deputy director for exploration LLC «LUKOIL-West Siberia» (Tyumen region, Kogalym, Baltic street, 20; e- mail: Konstantin.Skachek@lukoil.com).
Mordvintsev Mikhail V. (Irkutsk, Russia) – director of the department of geology and geologoexploration of «Verkhnechonskneftegaz» (Irkutsk, ul. Baikal, 295b; e-mail: MordvintsevMV@vcng.ru).
Получено 28.04.2012
83
ISSN 2224-9923. Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. № 4
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 622.276 |
© Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., 2012 |
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ У ПРИЕМА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН1
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия
Рассматрены вопросы определения давления у приема скважинных насосов с учетом процессов, происходящих в затрубном пространстве (барботажные процессы, неравномерность распределения скоростей жидкости и газа, циркуляция потока). Неучет этих особенностей может приводить к существенной погрешности при определении истинного газосодержания системы в затрубном пространстве и давления у приема насоса. Количественная оценка циркуляции в реальных условиях затруднена, что определяет необходимость поиска зависимостей для истинного газосодержания и плотности газожидкостной смеси на основе обобщения данных промысловых исследований скважин.
Приведены результаты обработки данных устьевых и глубинных исследований скважин Шершневского месторождения. Обработка сводилась к определению гидродинамических характеристик затрубного пространства, выявлению характерных связей между ними и получению аппроксимирующих уравнений, с помощью которых, обладая минимальной информацией о технологическом режиме работы добывающей скважины, можно рассчитать давление у приема насоса. В результате исследования определена связь между средними по столбу жидкости в затрубном пространстве значениями истинного и расходного газосодержания, относительной плотностью смеси и расходного газосодержания у входа в затрубное пространство. Анализ качественных результатов исследования характеристик затрубного пространства позволяет отметить, что обобщение экспериментальных данных наилучшим образом показано в координатах плотности газожидкостной смеси в затрубном пространстве как функции от погружения насоса под динамический уровень ρс = f(Нп).
Используя аппроксимирующие формулы, по данным исследований добывающих скважин можно с достаточной для практики точностью определять давление у приема насоса.
Ключевые слова: добывающая скважина, электроцентробежный насос, давление у приема насоса, погружение насоса под динамический уровень, плотность газожидкостной смеси.
DETERMINATION OF PRESSURE IN RECEIVING ELECTRICAL PUMPS ACCORDING TO THE DATA OF THE RESEARCHED WELL
A.V. Lekomtsev, V.A. Mordvinov
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russia
The problems of determining the pressure at the receiving borehole pumps, taking into account the processes occurring in the annulus (airlifr, uneven distribution of liquid and gas velocities, the circulation flow) are considered. Neglect of these features can lead to significant errors in the determination of the true gas content of the annulus and the pressure at the pump suction. Quantitative evaluation of the circulation in the real world is complicated, that determines the need to search for the true dependence of gas content and density in the GLM-based on the generalization data of field research well.
The results of the data acquisition of the portals and wells deep research of Shershni field are given. Treatment was to determine the hydrodynamic characteristics of the annulus, to identify specific links between them and obtain approximate equations, with which, having a minimum of information about the technological mode of production wells, it is possible to calculate the pressure at the pump suction.
The study determined the relationship between the average of column of fluid in the annulus and the true values of the void fraction, the relative density of the mixture and the void fraction at the entrance of the annulus. Analysis of the qualitative results of the study the characteristics of the annulus can be noted that the generalization of experimental data is best shown in the coordinates of the density of the gas-liquid mixture in the annulus as a function of immersion pump under dynamic level ρs = f (H).
Using approximate formulas, according to the research data of the development wells it is possible to determine quiet exact the pressure of the pipe suction.
Keywords: production well, an electric pump, the pressure at the pump suction, submersion under the dynamic level, the density of the gas-liquid mixture.
1 Работа выполнена при проведении исследований в рамках реализации ФЦП «Научные и научнопедагогические кадры инновационной России» на 2009–2013 гг.
84
Определение давления у приема электроцентробежных насосов
Введение
При анализе работы электроцентробежного насоса в скважине необходимо определение давления на его приеме (Рпр) [1]. Наиболее достоверным способом является прямое измерение Рпр в скважине спомощью глубинного манометра [2]. На нефтяных месторождениях Пермского края менее 10 % фонда скважин оборудовано приборами, позволяющими в режиме реального времени измерять термодинамические характеристики (давление, температуру) на глубине подвески насосов. Востальных случаях расчет Рпр осуществляется по данным измерений динамического уровня и давления на устье затрубного пространства [3]. В общем виде давление у приема насоса определяется по известному давлению газа на устье затрубного пространства (Рзат), давлению столба газа (∆Рг) между устьем скважины и динамическим уровнем жидкости и давлению столба газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубномпространстве(∆Ргжсзат), т.е.
Pпр |
= Рзат + ∆Рг + Ргжс зат = |
(1) |
= Рзат |
+ ∆Рг + ρс g (Нн − Нд ), |
где ρс – среднее значение плотности ГЖС в затрубном пространстве,
ρс = ρж (1− ϕ)+ ρгϕ , |
(2) |
где φ – среднее значение истинного газосодержания смеси; Нн и Нд – вертикальные составляющие глубины подвески насоса и динамического уровня смеси в затрубном пространстве; ρж и ρг – средние значения плотности жидкости и свободного газа в этом пространстве.
На практике выражением ∆Рг часто пренебрегают, а в качестве плотности ГЖС принимают плотность пластовой нефти, что может существенно снижать достоверность результатов расчета. Определение плотности смеси согласно (2) возможно, если известно истинное газосодержание смеси в затрубном пространстве. Закономерность изменения φ до-
вольно сложная и определяется условиями ввода газа, давлением в системе, геометрическими характеристиками (диаметром канала и высотой столба ГЖС), физическими свойствами жидкости и газа [4]. Неравномерность распределения скоростей жидкости и газа, а также истинного газосодержания по сечению барботажного слоя обусловлена циркуляцией жидкости в центральной части кольцевого пространства и на периферии [5]. Неучет этих особенностей может приводить к существенной погрешности при определении истинного газосодержания системы в затрубном пространстве и давления на приеме насоса. Количественная оценка циркуляции в реальных условиях затруднена, что определяет необходимость в поиске зависимостей для истинного газосодержания и плотности ГЖС на основе обобщения данных промысловых исследований скважин.
Определение параметров газожидкостной смеси в затрубном пространстве по результатам промысловых исследований скважин
В основу обобщения в данной работе положен анализ промысловых данных
оработе скважин Шершневского месторождения (Пермский край), оборудованных глубинными манометрами. Геологофизическая характеристика объектов разработки приведена в табл. 1, сведения
оскважинах – в табл. 2. Скважины, оборудованные установками электроцентробежных насосов без газовых сепараторов у приема, работали в постоянном (суточном) режиме откачки жидкости.
При анализе использованы данные
измерений давления газа на устье (Рзат) и динамического уровня (Нд) в затрубном пространстве, а также соответствующие им по времени результаты регистрации с помощью автономных приборов СКАТ-
28К давления (Рпр) и температуры (Тпр) в скважинах на уровне подвески насосов.
Все исходные данные, а также результаты определения давлений на динамиче-
85
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
Таблица 1
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Объект разработки |
Средняя глубина залегания, м |
Плотность нефти, кг/м3 |
Динамическая вязкость нефти, мПа·с |
Газосодержание пластовой нефти, м3/т |
Давление насыщения газом, МПа |
|
|
|
|
|
|
Тл |
1960 |
818/852 |
1,25/3,19 |
61,9 |
12,1 |
Бб |
2050 |
812/850 |
1,23/2,94 |
64,2 |
11,9 |
Т-Фм |
2100 |
819/859 |
1,35/4,04 |
63,6 |
11,9 |
Примечание: в числителе приведены значения показателей в пластовых, в знаменателе – в поверхностных условиях.
Таблица 2
Сведения по исследуемым добывающим скважинам
№ |
Объ- |
Типоразмер |
Глубина по вертикали, м |
|
скв. |
ект |
насоса |
скважины |
подвески |
|
|
|
|
насоса |
67 |
Тл |
ЭЦН-30 |
2032 |
1782 |
103 |
Тл |
ЭЦН-30 |
2030 |
1850 |
202 |
Бб |
ЭЦН-80 |
2042 |
1932 |
203 |
Бб |
ЭЦН-30 |
2049 |
1639 |
215 |
Бб |
ЭЦН-30 |
2061 |
1923 |
229 |
Бб |
ЭЦН-45 |
2047 |
1674 |
406 |
Т-Фм |
ЭЦН-45 |
2065 |
1908 |
409 |
Т-Фм |
ЭЦН-60 |
2068 |
1952 |
411 |
Т-Фм |
ЭЦН-25 |
2060 |
1950 |
413 |
Т-Фм |
ЭЦН-25 |
2070 |
1857 |
ском уровне (по барометрической формуле), средних значений плотности ГЖС и истинного газосодержания в затрубном пространстве в соответствии с (1) и (2) приведены в табл. 3. Каждому измеренному значению Нд соответствуют во времени значения Рзат, Рпр, Тпр, в совокупности определяющие режим работы скважины с установкой ЭЦН.
Исследование закономерностей изменения характеристик газожидкостной смеси в затрубном пространстве
Всего за период с 2008 по 2011 г. для 10 скважин определено 69 режимов. Во всех случаях давление у приема насосов
было ниже давления насыщения нефти газом, т.е. в насосы при их работе поступала смесь (ГЖС), содержащая свободный газ. Для каждого режима проведена оценка расходного газосодержания у приема насоса и в нижней части затрубного пространства после сепарации по следующим зависимостям [6]:
|
|
|
Р Т |
ст |
z |
ст |
|
|
−1 |
|||||||
βпр |
= 1+ |
|
пр |
|
|
|
|
, |
||||||||
V zT Р |
|
(1− β |
) |
|||||||||||||
|
|
гв |
пр о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
в |
(3) |
|||||||
|
|
|
Р Т |
ст |
z |
ст |
|
|
|
|
−1 |
|||||
βзат |
= 1+ |
|
|
|
пр |
|
|
|
|
|
|
|
, |
|||
V zT |
Р |
(1− β |
|
)σ |
|
|||||||||||
|
|
гв |
пр |
о |
|
|
|
|
|
|
в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
с |
||||||
где Vгв, z – соответственно удельный объём и коэффициент сверхсжимаемости выделившегося газа при Рпр, Tпр; Ро, Тст; zст – атмосферное давление, стандартная температура и коэффициент сверхсжимаемости газа, выделившегося из нефти при Ро, Тст; σс – коэффициент сепарации газа у приёма насоса.
Распределение температуры жидкости в скважине и коэффициент сепарации газа у приёма насоса определялись по приведённым в [7] методикам. Минимальное расходное газосодержание по свободному газу у приема насоса составило 0,032, максимальное – 0,32 объемных единиц. В состав выборочной совокупности [8] при анализе вошли только те варианты, для которых величина βпр не превышала 0,25 с учетом того, что предельно допустимое по техническим условиям максимальное содержание свободного газа на входе в насос, не защищенный специальными предустройствами, составляет 25 % [2, 9, 10]. Остальные значения были исключены из совокупности по причине, вероятно, недостоверной исходной информации в результате проведения исследований [11] (образова-
ние пены, |
неустановившийся режим |
в затрубном пространстве и др.). |
|
Учитывая |
связь между плотностью |
ГЖС и погружением насоса под динамический уровень жидкости в затруб-
86
Определение давления у приема электроцентробежных насосов
Таблица 3 Исходные данные и результаты расчетов режимов работы скважин
№ скв. |
Дебит |
Обводнен- |
Динамиче- |
|
Давление, МПа |
Плотность |
Истинное |
||
жидкости, |
|
ский уро- |
|
|
|
по |
3 |
газосодер- |
|
|
м3/сут |
ность, % |
вень, м |
устьевое |
|
затрубное |
манометру |
ГЖС, кг/м |
жание |
67 |
39,0…44,3 |
0,2…0,8 |
467…968 |
0,5…0,7 |
|
0,5…0,7 |
4,1…10,8 |
613…737 |
0,131…0,284 |
103 |
21,6…23,5 |
0,5…1,0 |
464…1121 |
0,3…0,6 |
|
0,3…0,9 |
4,3…9,2 |
580…705 |
0,173…0,327 |
202 |
99,2 |
4,8 |
367 |
0,5 |
|
0,5 |
12 |
747 |
0,123 |
203 |
40,1…44,7 |
0,2…0,6 |
650…924 |
0,4…1,2 |
|
0,5…1,4 |
4,9…9,6 |
470…689 |
0,195…0,480 |
215 |
35,7…46,7 |
0,5…0,7 |
587…730 |
0,6…0,8 |
|
0,5…0,8 |
8,9…11,2 |
665…766 |
0,092…0,242 |
229 |
68,3…71,9 |
0,3…0,5 |
495…717 |
0,5…1,2 |
|
0,5…1,3 |
7,0…8,9 |
601…704 |
0,158…0,320 |
406 |
55,7…59,6 |
1,5…1,9 |
485…1278 |
0,5…1,1 |
|
0,5…1,6 |
3,1…9,2 |
423…694 |
0,185…0,539 |
409 |
48,3…52,6 |
0,2…0,8 |
670…1117 |
0,8…1,0 |
|
0,8…1,0 |
5,4…9,5 |
513…765 |
0,085…0,420 |
411 |
20,2…22,4 |
0,8…2,2 |
895…1136 |
0,5…0,9 |
|
0,5…1,0 |
2,7…7,9 |
562…644 |
0,260…0,357 |
413 |
26,7…30,3 |
4,8…5,1 |
708…900 |
0,4…0,8 |
|
0,4…1,1 |
2,0…3,5 |
432…566 |
0,345…0,532 |
ном пространстве, результаты обработки данных исследования скважин сведены к виду ρс = f(Нп). На рис. 1 приведены зависимости, по которым коэффициенты достоверности аппроксимации R2 составили не менее 0,74. Полученные результаты качественно повторяют зависимость, полученную в работе [12]. С увеличением погружения насоса возрастает давление на его приеме, что приводит к снижению выделения растворенного в нефти газа в свободную фазу, при этом средняя плотность газожидкостной смеси ниже насоса и в затрубном пространстве увеличивается. С другой стороны, с увеличением давления уменьшается относительная скорость газовых пузырьков и, соответственно, увеличивается истинное газосодержание, в результате уменьшается плотность ГЖС. Полученные при анализе данные показывают, что увеличение плотности смеси при увеличении давления является преобладающим.
Такой вывод подтверждается приведенной на рис. 2 зависимостью истинного газосодержания ГЖС в затрубном пространстве от расходного газосодержания (средние значения), близкой к аппроксимации Арманда (φ = 0,833β), и зависимостью, приведенной на рис. 3.
При низких (менее 0,08) значениях расходного газосодержания смеси у приема
насоса плотность ГЖС в затрубном пространстве практически линейно уменьшается сувеличениемβ (рис. 4).
Рис. 1. Зависимости плотности ГЖС от погружения насоса для пластов Тл (а), Бб (б) и Т-Фм (в) соответственно
87
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
Рис. 2. Зависимость истинного газосодержания ГЖС от расходного
Рис. 3. Зависимость плотности смеси от давления у приема насоса
Рис. 4. Изменениеотносительнойплотностисмеси взатрубномпространствеотрасходного газосодержанияуприеманасоса(скв. 103, пластБб)
Анализ качественных результатов исследования характеристик затрубного пространства позволяет отметить, что
обобщение экспериментальных данных наилучшим образом показано в координатах ρс = f(Нп). При этом подтверждаются основные физические закономерности поведения ГЖС в затрубном пространстве. При использовании метода средних получены эмпирические зависимости для ρс, аппроксимирующие данные, представленные на рис. 1, которые занесены в табл. 4.
Таблица 4
Результаты обработки данных исследований скважин
Объек- |
Зависимость для определения |
σρс , |
σРпр , |
|||
ты раз- |
|
плотности ГЖС |
|
3 |
МПа |
|
работки |
|
|
||||
|
|
|
|
кг/м |
||
Тл |
ρс = −5,05 10−4 |
Нп2 |
+ |
±19 |
±0,3 |
|
|
+1, 41Нд − 253 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
Бб |
ρс |
= −4,23 10−4 |
Нп2 |
+ |
±12 |
±0,2 |
|
+1,07Нд + 21 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
Т-Фм |
ρс |
= −5,05 10−4 |
Нп2 |
+ |
±41 |
±0,5 |
|
+0,88Нд + 67 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
Заключение
Анализ результатов показал, что среднеквадратичные отклонения расчетных значений от фактических, найденных в результате интерпретации данных исследований, незначительны. Характерным для полученных результатов является весьма стабильное среднее значение плотности ρс ср = 609…728 кг/м3. Для решения технологических задач, связанных с эксплуатацией скважин, приведенные в табл. 4 аппроксимирующие формулы обладают простотой и удовлетворительной точностью результатов расчета давления у приема насоса. Имея достоверную информацию о затрубном давлении и динамическом уровне в скважине и используя уравнение (1), можно определять по (1) и (2) давление на приеме насоса в скважинах Шершневского месторождения.
88
Определение давления у приема электроцентробежных насосов
Список литературы
1.Sadrul. U. Oil field electrical efficiency Improvement and cost savings results from field implementations // The 42nd annual southwestern petroleum short course. – April, 1995. – Р. 67–72.
2.Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoori K. An elektrical submersible jet pump for gassy oil wells // Journal of petroleum technology. – May 1999. – Р. 34–35.
3.McCoy J.N., Podio A.L., Huddleston K.L. Acoustic determination of producing bottomhole pres-
sure // SPE fomation evaluation. – August 1985. – Р. 617–621.
4.Особенности разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: сб. науч. тр. № 236 / под ред. И.Т. Мищенко. – М.: Изд-во ГАНГ, 1992. – 154 с.
5.Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного насоса: учеб. пособие. – М.: Изд-во ГАНГ, 1993. – 128 с.
6.Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Лекомцев А.В. Характеристики погружных электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин // Нефтяное хозяйство. –
2010. – № 8. – С. 124–126.
7.Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Ерофеев А.А. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 7. –
С. 112–115.
8.Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., доп. – М.: Высшая школа, 1972. – 368 с.
9.Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложнённых условиях: учеб. пособие для вузов. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
2008. – 616 с.
10.Lea J.F., Minissale J.D. Beam pumps surpass ESP efficiency // Oil and gas journal. – May 1992. –
Р. 72.
11.Podio A. L., McCoy J. N., Becker D. Integrated well performance and analysis // SPE computer ap-
plications. – June 1992. – Р. 43–48.
12.Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных центробежных электронасосов в скважинах: учеб. пособие. – М.: Изд-во МИНХиГП, 1981. – 60 с.
13.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., испр. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. – 826 с.
14.Скважинные насосные установки для добычи нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, А.А. Сабиров [и др.] – М.: Нефть и газ, 2002. – 824 с.
15.Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1983. – 510 с.
References
1.Sadrul. U. Oil field electrical efficiency improvement and cost savings results from field implementations. The 42nd Annual Southwestern Petroleum Short Course, 1995, pp. 67–72.
2.Carvalho P.M., Podio A.L., Sepehrnoori K. An elektrical submersible jet pump for gassy oil wells.
Journal of Petroleum Technology, 1999, may, pp. 34–35.
3.McCoy J.N., Podio A.L., Huddleston K.L. Acoustic determination of producing bottomhole pressure. SPE Fomation Evaluation, 1985, august, pp. 617–621.
4.Osobennosti razrabotki i ekspluatatsii neftianykh mestorozhdeniĭ s trudnoizvlekaemymi zapasami [Features of the development and exploitation of oil fields with reserves]. Moscow: Izd-vo GANG, 1992. 154 s.
5.Gron V.G., Mishchenko I.T. Opredelenie zaboĭnogo davleniia v dobyvaiushchikh skvazhinakh, oborudovannykh ustanovkami pogruzhnogo nasosa [Determination of the bottomhole pressure in production wells equipped with submersible pump installations]. Moscow: Izd-vo GANG, 1993. 128 s.
6.Mordvinov V.A., Turbakov M.S., Lekomtsev A.V. Kharakteristiki pogruzhnykh elektrotsentrobezhnykh nasosov pri otkachke gazozhidkostnykh smeseĭ iz skvazhin [Characteristics of electrical submersible pump when pumping gas-liquid mixture from the wells]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2010, no. 8,
pp. 124–126.
89
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
7.Mordvinov V.A., Turbakov M.S., Erofeev A.A. Metodika otsenki glubiny nachala intensivnoĭ parafinizatsii skvazhinnogo oborudovaniia [Methods of estimating the depth of early intensive parafinizatsii downhole equipment]. Neftianoe khoziaĭstvo, 2010, no. 7, pp. 112–115.
8.Gmurman V.E. Teoriia veroiatnosteĭ i matematicheskaia statistika [Probability theory and mathematical statistics]. Moscow: Vysshaia shkola, 1972. 368 s.
9.Drozdov A.N. Tekhnologiia i tekhnika dobychi nefti pogruzhnymi nasosami v oslozhnionnykh usloviiakh [Technology and equipment of oil submersible pumps in complicated conditions]. Moscow: Izd-vo RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2008. 616 s.
10.Lea J. F., Minissale J.D. Beam pumps surpass ESP efficiency. Oil and Gas Journal, 1992, may, pp. 72.
11.Podio A. L., McCoy J.N., Becker D. Integrated well performance and analysis. SPE Computer Applications, 1992, june, pp. 43–48.
12.Mishchenko I.T. Statisticheskiĭ analiz raboty ustanovok pogruzhnykh tsentrobezhnykh elektronasosov v skvazhinakh [Statistical analysis of the installations of submersible centrifugal pumps in wells]. Moscow: Izd-vo MINKhiGP, 1981. 60 s.
13.Mishchenko I.T. Skvazhinnaia dobycha nefti [Downhole oil]. Moscow: Izd-vo Neft' i gaz RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2007. 826 s.
14.Ivanovskiĭ V.N., Darishchev V.I., Sabirov A.A. Skvazhinnye nasosnye ustanovki dlia dobychi nefti [Downhole pumping systems for oil]. Moscow: Neft' i gaz, 2002. 824 s.
15.Shchurov V.I. Tekhnika i tekhnologiia dobychi nefti [Technique and technology of oil production]. Moscow: Nedra, 1983. 510 s.
Об авторах
Лекомцев Александр Викторович (Пермь, Россия) – аспирант кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического универси-
тета (614990, г. Пермь, Комсомольский просп., 29; e-mail: alex.lekomtsev@mail.ru).
Мордвинов Виктор Антонович (Пермь, Россия) – кандидат геолого-минералогических наук, доцент, заведующий кафедрой разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (614990, г. Пермь, Комсомольский
просп., 29; e-mail: rngm@pstu.ru).
About the author
Lekomtsev Aleksandr V. (Perm, Russia) – graduate student of oil and gas fields development department, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: alex.lekomtsev@mail.ru).
Mordvinov Viktor A. (Perm, Russia) – candidate of technical sciences, docent, head of department for oil and gas fields development, Perm National Research Polytechnic University (614990, Perm, Komsomolsky ave., 29; e-mail: rngm@pstu.ru).
Получено 29.04.2012
90