книги / Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи

Рис. 10.5. Условная характеристика сква­ жины (цифры соответствуют режимам исследования)

Рис. 10.6. Зависимость газового фактора от давления

подъемнике, совершит определенную работу по подъему жидкости

равной плотности продукции скважины, м. Таким образом, по­

где Ррзаб — забойное давление. Для условий рассматриваемой за­ дачи значения рзаб для различных режимов работы системы взяты из задачи 10.3, рвн = 902 кг/м3, L = 1755 м.

Расчетные динамические уровни и потребные напоры для раз­ личных режимов работы системы приведены ниже.

очевидно, что проявление газлифтного эффекта может существен­ ным образом изменить условную характеристику скважины, пре­ вратив ее в ломаную линию. При этом мы получаем реальную ха­ рактеристику системы.

Под характеристикой системы пласт—скважина—насос—лифт понимается зависимость реально потребного давления рп (давле­ ния, создаваемого насосом р„) для подъема заданного объема жид­ кости Q-M при заданных параметрах работы отдельных элементов системы рпн, ру, диаметр НКТ и др.

231

Для условий стационарной работы рассматриваемой системы потребное давление рп равно давлению, создаваемому насосом на данном режиме работы системы р н.

Давление, создаваемое насосом, можно рассчитать по следую­ щей формуле:

где рвн — давление на выходе из насоса.

Таким образом, для условий рассматриваемой задачи расчет характеристики системы по существу сводится к расчету рвн при заданных параметрах работы подъемника, т. е. к расчету кривой распределения давления в НКТ от устья скважины ру до глубины спуска насоса Я н (рв„).

Кривые распределения давления р = / (Н) можно рассчитать для соответствующих режимов работы системы по известным ме­ тодам.

Порядок расчета характеристики искомой системы следующий. 1. Предварительно рассчитывают и строят графическую за­

2.По (10.6) для каждого режима работы системы рассчитывают коэффициент сепарации газа у приема ЦЭН стц.

3.Для каждого режима работы системы рассчитывают факти­

ческий газовый фактор Д0 факт

в НКТ рвн вместо газового фактора Г0 необходимо в расчетные фор­ мулы подставлять К0факт.

4. Для каждого режима работы системы по известной темпера­ туре на устье t y рассчитывают температуру на выходе из насоса ^вн, при которой находится продукция скважины в начале своего движения в НКТ. Для расчета tBWможно воспользоваться следую­ щими зависимостями, полученными из законов распределения тем­ пературы вдоль скважины (11.2) и (11.3). При этом принимают:

232

Рис. 10.7. Характеристика работы системы пласт—скважина—насос—лифт:

/ — элементы пласт-скважина; 2 — элементы насос—лифт

7.Используя полученные для каждого режима работы системы величины ГйфаКТ, рнас (Вн, а также исходные данные, рассчиты­ вают кривые распределения давления в НКТ или на выходе и» насоса рвн.

8.Рассчитывают потребное для подъема продукции скважины давление рп, равное давлению, создаваемому насосом рн и опре­ деляемому по (10.15).

9.Строят графическую характеристику системы пласт—сква­

жина—насос—лифт в координатах рп (рн) = / (Qx), которая мо­ жет представлять собой и ломаную линию.

Возможно характеристику изучаемой системы пласт—сква­ жина—насос—лифт представить и в виде кривых распределения давления в разных элементах для соответствующего режима работы системы (рзаб, Рпн, Qx, Ру, # н и т. д.), показанных на рис. 10.7.

КОРРЕКТИРОВКА ПАСПОРТНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЭН ПРИ РАБОТЕ НА' ВОДЕ

Правильный выбор соответствующего типоразмера погружногоцентробежного насоса для конкретных условий эксплуатации каж­ дой скважины является одной из важнейших задач, так как в ко­ нечном итоге определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность. Под характеристикой цен­ тробежного насоса понимают совокупность графических зависимо­ стей напора Н, потребляемой мощности N и к. п. д. rj от подачи Q. В справочной литературе для каждого типоразмера ЦЭН имеются паспортные характеристики, полученные при испытании насосов: на пресной воде.

23J

Рис. 10.8. Паспортная и ре альная характеристики насоса ЭН-160-750:

Реальные характеристи­ ки насосов могут значи­ тельно отличаться от пас­ портных по целому ряду причин, основными из ко­ торых являются:

1. Несоответствие геометрии проточных органов насосов и со­ стояния поверхностей номинальным расчетным параметрам, свя­ занное с технологическими отклонениями при выпуске серийной продукции.

2. Отличие вязкости реальной продукции, протекающей через насос, от вязкости пресной воды, на которой получены паспорт­ ные характеристики.

3. Наличие в продукции скважины свободного газа, попадаю­ щего в насос.

З а д а ч а 10.5. Скорректировать паспортную характеристику погружного центробежного насоса (для рассматриваемого случая— насос ЭН-160-750) для каждого режима работы системы пласт— скважина—насос—лифт с учетом свойств реальной продукции сква­ жины, движущейся через насос. При расчетах использовать исход­ ные данные задач 10.1—10.4.

Р е ш е н и е , Для получения реальной характеристики насоса при работе его на пресной воде необходимы стендовые исследова­ ния насоса перед спуском его в скважину. Однако проведение та­ ких исследований не всегда возможно. Поэтому ниже излагается методика расчета реальной характеристики насоса при работе на

соответствующие им напоры Я и к. п. д. г). Указанные параметры представлены ниже.

3. Рассчитывают снижение напора АЯ при соответствующих подачах вследствие несоответствия геометрии проточных органов насоса и состояния поверхностей номинальным расчетным парамет­ рам. Для расчета АН используют эмпирическую формулу

.234

где <2опт, Яопт — соответственно паспортные подача и напор на оптимальном режиме работы насоса.

АН = 0,92-790/(3,9 + 0,023-160) = 95,88 м.

4. Определяют реальные напор насоса Н' и к. п. д. т]' по следую­ щим формулам (при принятых значениях подач Q):

По полученным расчетным данным строят соответствующие за­ висимости Q—Н' и Q—г]'. Мощностную характеристику Q—N ос­ тавляют без изменений.

Дальнейшая корректировка характеристики на вязкость отка­ чиваемой насосом продукции и на наличие в ней свободного газа должна вестись с использованием расчетных реальных параметров (зависимости Q—Я ', Q—N и Q—г|'), а не с использованием пас­ портных величин [24].

П. ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

К осложненным условиям эксплуатации добывающих скважин относятся условия, как связанные со свойствами продукции сква­ жин (высокая обводненность, высокая вязкость, отложения твер­ дой фазы и т. д.), что существенно затрудняет глубинные исследо­ вания и обусловливает расчетное определение целого ряда пара­ метров, используемых при оптимизации технологических режимов работы скважинного оборудования, так и с используемыми в на­ стоящее время технологическими процессами (поддержание пласто­ вого давления, тепловые методы повышения нефтеотдачи и др.) и системами нефтегазосбора (однотрубные герметизированные), требующими повышенных устьевых давлений.

ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Расчет распределения температуры по глубине добывающей скважины

Распределение температуры по глубине скважины рассчитыва­ ется по следующим зависимостям (при 15<QM<800 т/сут):

235

где h — глубина, м; Я — безразмерная глубина Я = Л/1 м; с — удельная теплоемкость жидкости, Дж/(кг-К).

Во всех формулах знак «плюс» необходимо брать при расчете температуры от устья, при этом t = ty, а глубина h отсчитывается от устья; знак «минус» необходимо брать при расчете температуры

ной скважине для следующих условий ее эксплуатации: глубина

=1700 м, а Я = 1700. Рассчитываем /пл по (11.1)

/ 11 4 I / 1700 Г г ( \ П о-7г— 0,003.1004 852 “I*

*пл = 11,4/1(1 — 0,87/1,35) 1,06] = 30 СС.

Расчет приведен на примере эксплуатации фонтанной скважины на Туймазинском месторождении. Пластовая температура на дан­

236

Расчет температуры на приеме штангового скважинного насоса и на устье скважины

З а д а ч а 11.2. Рассчитать по (11.2—11.3) и сопоставить ре­ зультаты расчета температуры на приеме насоса и устья для сква­

подъемнике (НКТ) и в скважине (ниже приема ЦЭН) для следую­

ции скважины на выходе из установки погружного центробежного электронасоса за счет нагрева ее от работающего погружного агре­ гата и оценить влияние повышения температуры на вязкость газо­ насыщенной нефти на выходе из установки. Основные исходные

Г0 = 25 м3/м3, давление у приема ЦЭН выше давления насыщения. Р е ш е н и е . Первоначально рассчитывают температуру в сква­ жине /с перед установкой ЦЭН на глубине 1200 м от устья или на

расстоянии 800 м от забоя по (11.3)

t с — in 1 — ^Lc ^ И"* ^0,544 — ^623,7

0м

237

Так как продукция безводная, то с = 2100 Дж/(кг-°С)

Таким образом, температура в скважине перед установкой ЦЭН составляет tc = 20,2 СС. Для расчета температуры на выходе из установки ЦЭН /ВЬ1Х воспользуемся зависимостью (11.3), записан­ ной в виде

Таким образом, температура нефти за счет работы погружного агрегата повышается на

Д t = t BB— tc = 29,96— 20,2 = 9,76 СС.

Рассчитывают вязкость газонасыщенной нефти рнг при теку­ щей температуре i

\iht = exp ( — 87,24'10_4-VrP T" 12,9-10“ 6-Vpp) X

Рассчитывают вязкость газонасыщенной нефти при температуре (ВЬ1* = 29,96 °С

Следовательно, за счет нагрева от работающего погружного аг­ регата вязкость газонасыщенной нефти снизилась с 26,15 до 10,95 мПа-с, т. е. в 2,39 раза.

238

РАСЧЕТ МАССОВОГО ДЕБИТА СКВАЖИНЫ

З а д а ч а 11.5. Рассчитать массовый дебит фонтанной сква­ жины, основные характеристики которой следующие: глубина сква­ жины Lc = 1700 м, пластовая температура /пл = 29 °С, темпера­ тура на устье ty = 8 °С, внутренний диаметр НКТ (подъемник спу­

составляет 3,2 %.

Расчет по (11.9) дает следующий результат (по условиям задачи

т. е. погрешность по сравнению с замеренным составляет 3,8 %. Наконец, расчет по (11.10) дает <?„ = 339,29-0,0503-1700/(2100 (1—8/29—0,544-1700/2100) ] = 48,7 т/сут, а погрешность состав­

ляет минус 6,3 %.

Совершенно очевидно, что рассмотренные зависимости для рас­ чета массового дебита скважин можно использовать в качестве до­ полнительного контроля эксплуатации добывающих скважин в ос­ ложненных условиях, когда по тем или иным причинам не удается измерить дебит с необходимой точностью.

С точки зрения минимальной информации для расчета массового дебита скважины предпочтительна формула (11.9), для пользова­ ния которой необходимо измерить температуру на устье (впрочем, равно как и для пользования другими формулами), знать пласто­

вую температуру t„л и глубину скважины Lc ( Н = L C/1 M ).

СЕПАРАЦИЯ СВОБОДНОГО ГАЗА У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Расчет коэффициента сепарации свободного газа

З а д а ч а 11.6. Рассчитать и построить зависимости коэффи­ циента сепарации от дебита скважины для башмака фонтанного лифта, приема ШСН и ЦЭН для следующих условий: внутренний диаметр скважины D3K = 0,13 м, диаметр фонтанного лифта ф* = = 0,073 м, условный диаметр НКТ для ШСН dm = 0,048 м, услов­ ный диаметр НКТ для ЦЭН da = 0,060 м, дебит скважины в по­

23£

верхностных условиях <3ЖД = 10, 50, 100, 150 и 200 м3/сут, объем­ ный коэффициент нефти в условиях приема Ьа = 1,1, объемный коэффициент воды Ьв = 1,0, плотность нефти в условиях приема рн = 800 кг/м3, плотность газа в условиях приема рг = 1,2 кг/м3, динамическая вязкость нефти р,и = 2 мПа-с, коэффициент поверх­ ностного натяжения нефти на границе с газом а нг = 2 -10-2 Н/м. Скважина вертикальная.

Расчеты провести для безводной продукции, а также обводнен­ ной на 0,2 и 0,65 (обводненность объемная).

Газовый фактор в условиях приема, приведенный к стандарт­ ным условиям, Г0 = 35 м3/'м3. Давление у приема скважинного оборудования рар = 5 МПа, температура Т„а = 295 °К.

Коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудо­ вания а называется отношение объема газа, ушедшего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема насоса при данных термодинамических условиях.

сечения обсадной колонны, м2. Коэффициент сепарации у приема ЦЭН рассчитывают по (10.6).

Относительную скорость газовых пузырьков для безводной нефти определяют по следующей зависимости:

диаметр газового пузырька; в расчетах принимают равным 5 -10-4 м;

Vr — объемный расход газовой фазы при данных термодинамиче­ ских условиях, м3/с; / — площадь сечения трубопровода, м2; ReH— число Рейнольдса для нефти

240