Меню

Давление на приеме насоса и забойное давление

Расчет забойного давления в скважине

Забойное давление в нефтяной артезианской скважине

где Ру – избыточное давление на устье скважины; rж – плотность жидкости в стволе скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине

где rж (H) – средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине

где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи

где hдин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Давление на забое простаивающей газовой скважины

, (7.4.5)

где z – коэффициент сверхсжимаемости газа; Т – средняя температура в скважине; rг – средневзвешенная плотность газа в стволе скважины.

Давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации

, (7.4.6)

где ; ; R – газовая постоянная; l — коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр фонтанных труб.

Приближенный расчет забойного давления в скважине обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Ндин) на давление. Для этого целесообразно принять следующую схему (см. рис. 6.2.1), при которой ствол скважины делится на три участка: 1 — от устья до динамического (статического) уровня жидкости; 2 – от динамического (статического) уровня жидкости до глубины спуска НКТ или насоса; 3 – от насоса до забоя скважины.

Рис. 7.4.1. – Схема ствола скважины

На первом участке находится свободный газ, поэтому давление столба газа (Р1) у уровня жидкости можно определить по формуле

, (7.4.7)

где Рзатр – давление газа в затрубном пространстве; S – показатель степени

. (7.4.8)

В формуле (7.3.8) приняты следующие обозначения: — относительная (по воздуху) плотность попутного газа; Zcp— коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении;Тср – средняя температура газа, К; Ндин – динамический (статический) уровень жидкости.

На втором участке при длительной эксплуатации скважины находится чистая нефть. Потому давление у башмака НКТ или у приема насоса рассчитывают по формуле

, (7.4.9)

где — средняя плотность нефти на участке 2. Величину можно приближенно определить, как

, (7.4.10)

rн.пл и rн.дег – соответственно плотности пластовой и дегазированной нефти.

На третьем участке при отсутствии в работающей скважине «хвостовика» находится вода. Поэтому вся нефть, которая поступает в скважину из пласта барбатируется через этот слой воды. Давление столба жидкости третьего участка приближенно оценивается как

, (7.4.11)

где rж – плотность жидкости на третьем участке. Величина rжрассчитывается по правилу аддитивности

, (7.4.12)

где b – обводненность продукции скважины, доли ед. При высоких значениях обводненности продукции вместо величины rжможно использовать плотность воды.

Таким образом, суммарная величина забойного давления скважины определится как сумма давлений всех интервалов ствола скважины

. (7.4.13)

Источник

Расчет давления на приеме насосной установки

Давление на приеме находится методом последовательного приближения (итераций) с переменным (адаптивным) шагом. На каждом шаге итерации находится расчетное значение динамического уровня по начальному значению давления на приеме и сравнивается с заданным динамическим уровнем. Затем корректируется начальное заданное значение давления на приеме и так до тех пор пока не будет достигнута заданная точность.

1. Задаются начальным значением давления на приеме. Оно необходимо для того чтобы начать численный расчет, определяемый по формуле:

Объем свободного газа поступающего в затрубное пространство

2. Определяют газовый фактор,G,м 3 /м 3 при давлении P=Pпр0. по формуле:

н*- относительная плотность нефти к воде (плотности воды при 4°С и 0,1 МПа) равной 1000 кг/м3);

г*- относительная плотность газа к плотности воздуха (плотности воздуха при 0°С и 0,1 МПа равной 1,293 кг/м 3 );

R = Log(n) / Log(10 · Pнас), (18)

3. Приведенная плотность свободного газа при разгазировании, ρVгс, кг/м 3 ,на приеме насосной установки (P=Pпр0), определяется по формуле:

R = lg(n) / lg(10 · Pнас); (23)

4. Приведенная плотность растворенного газа рассчитывается по формуле:

гдеГ = G — G — остаточная газонасыщенность, т/м 3 .

5. Определяют объемный коэффициент нефти при (P=Pпр0), по формуле:

bн = 1 + 1,0733 · н* ·  · 0,001 * Г — 6,5 · 10 -4 · P, (24)

+ 5,581 · н* · (1 — 1,61 * н* · 0,001 · Г) · 0.001 · Г *(25)

Читайте также:  Алгоритм действий при измерении внутриглазного давления

6. Дебит жидкости на приеме рассчитывается по формуле:

8. Рассчитывают объем свободного газа Vг,м 3 на приеме насосной установки, приведенный к стандартным условиям при P=Pпр0. по формуле:

где z — коэффициент сверхсжимаемости (принимается равным 1);

P — стандартное давление равное 0,1 мПа;

Т — стандартная температура равная 293°К (20°С).

8. Относительную скорость газа wг определяем следующим образом.

Для вертикальных скважин:

wг0 = 2 см/с, при B £ 0,4,

wг0 = 17 см/с при B > 0,4.

Для наклонных скважин по таблице 2, в которой задано увеличение скорости газа при наклоне ствола 45° относительно вертикального ствола при различных газосодержаниях. Для углов от 0 до 45 и значения линейно интерполируются.

Таблица 5.14 Газосодержание

Газосодержание Wг45/wг0
0,1 1,07
0,2 1,14
0,25 1,4
0,3 1,6
0,35 1,8
0,4 1,96

9. Определяют коэффициент сепарации, Кс свободного газа на приеме насосной установки, по формулам:

Для скважинного штангового насоса:

где K — коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи, определяемый по формуле: K = 1 — (dт/Dэк) 2 ; (29)

Fэк — площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м 2 .

Для центробежного электронасоса

где fз‘ — площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м 2 .

9. Объем свободного газа, поступающего в затрубное пространство, рассчитывается по формуле:

Расчет динамического уровня при Pпр0

Находим распределение давления, газосодержания и плотностей в затрубе.

Расчет ведется снизу-вверх. Начальное давление P = Pпр0. Начальное значение Lдин0 = Lподв.

1. Истинное газосодержание в затрубном пространстве при давлении P, определяется по формуле:

где fз — площадь межтрубного пространства, м 2 :

2. Плотность газа всплывающего в затрубном пространстве при давлении P, рассчитывается по формуле:

3. Плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве давлении P, рассчитывается по формуле:

4. Градиент давления давлении P, определяется по формуле:

(dP/dH)=см з · g · cos() · 10 -6 (37)

5. Уменьшаем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета — 5 м).

6. Находим новое значение P уменьшая его на значение P, по формуле:

7. Возвращаемся к пункту 1 раздела 5.7.3

Цикл расчета динамического уровня ведется до тех пор когда: а) значение истинного газосодержания по рассчетам пункта 1 (согласно раздела 5.7.3) становится равным и больше единицы; б) текущее значение давления P равным или меньше атмосферного (0,1 МПа); в) уровень на этапе 5 согласно раздела 5.7.3 уменьшился до нуля.

Полученное на этапе 5 раздела 5.7.3 последнее значение и будет динамическим уровнем при давлении на приеме равном Pпр0.

Значение динамического уровня Lд0 полученное при первой итерации (т.е. при Pпр0, рассчитанном в пункте 1 согласно раздела 5.7.2. ) будет при наличии свободного газа на приеме меньше заданного Lд. Поэтому давление Pпр0 уменьшают и возвращаются к пункту 2 раздела 5.7.3. Значение шага Pпр0 определяется необходимой точность расчета давления, как правило это Pпр0 = 0,1 МПа (1 атм). Можно также использовать переменный шаг для ускорения расчетов: Pпр0 = 0,05 · (Lд — Lд0) · н · g · г·10 -6 . Расчеты продолжают до тех пор пока расчетное значение динамического уровня Lд0 на очередной итерации станет равно или несколько больше (это зависит от значение шага Pпр0 ) заданного Lд.

Полученной таким образом Pпр0 и будет являться расчетным давлением на приеме насосной установки при заданном динамическом уровне Lд.

Расчет забойного давления

При расчете забойного давления используется давление на приеме полученное в предыдущем разделе. Расчет ведется сверху-вниз от глубины подвески установки до забоя (верхних дыр перфорации).

Начальное давление P = Pпр0. Начальное значение L = Lп.

1. Определяем газовый фактор G, объем свободного газа Vг, плотности свободного (гс*) и растворенного (гр*) газов, остаточную газонасыщенность (Г), объемный коэффициент нефти (bн) и дебит жидкости (Qж) при давлении P (по формулам 16-27 согласно раздела 5.7.3. ) алгоритма расчета давления на приеме).

2. Находим расходное объемное газосодержание при данном давлении P, по формуле:

3. Определяется относительная скорость газовой фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси определяется по формуле:

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

Читайте также:  Максимальное давление чугунного радиатора

6. Приведенная плотность газонасыщенной нефти определяется по формуле:

7. Плотность жидкости определяется по формуле:

8. Плотность газожидкостной смеси рассчитывается по формуле:

9. Вязкость нефти при при пластовой температуре определяется по формуле:

b=2,52·10 -3 1/°C, c=10 при н20 >1000,

b=1,44·10 -3 1/°C, c=100 при 10 £ н20 £1000,

b=0,76·10 -3 1/°C, c=1000 при н20 B ,(47)

A = exp(-87,24 · 10 -4 · Г* + 12,9 ·10 -6 · (Г*) 2 ); (48)

B = exp(-47,11 · 10 -4 · Г* + 8,3 ·10 -6 · (Г*) 2 ); (49)

Г* — газонасыщенность нефти объемная при 15°С и атмосферном давлении в м 3 /м 3 , которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Если обводненность B £ 0,5 и скорость смеси wсм > wкр, то тип эмульсии — «вода в нефти» и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 · B 2 ) / wсд 0,48 · B (55)

Если A>1, то см = A ·нг · (1 + 2,9 · B) / (1 — B). (56)

Если A£1, то см = нг · (1 + 2,9 · B) / (1 — B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси wсм 3.2 * (1 — B) . (58)

11. Число Рейнольдса по жидкой фазе определяется по формуле:

12. Коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, определяется по формуле:

где  — абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина,  = 1,4·10 -5 ).

13. Градиент потерь давления на трение, рассчитывается по формуле:

14. Суммарный градиент давления, определяется по формуле:

15. Увеличиваем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета — 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение P.

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения Lскв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно –Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Куст скв Насос Н Дин Р дин м 3 \с % т\с Мероприятия м 3 \с % т\с Прирост
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
ТД450 см.ТД450*Э-60 пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
НВ29 см.НВ29*НН44, пром.забоя
FS950 0,2 см.FS950*Э-160, пром.забоя
Э-25 см.Э-25*Э-50, пром.забоя

Продолжение таблицы 5.15

ТД750 см.ТД750*Э125, пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
НН44 0,3 см.НН44*Э-25, пром.забоя
Э-50 см.Э-50*Э-80, пром.забоя
Э-80 см.Э-80*Э-125, пром.забоя
Э-25 см.Э-25*Э-50, пром.забоя
ТД280 см.ТД280*Э-60, пром.забоя
Технологический расчет на внедрение УЭЦН
на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
Исходные данные
Пластовое давление, Р пл. атм.
Давление насыщения, Р нас. атм.
Давление коллектора, Р кол. атм.
Верхняя точка перфорации Н перф, м
Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м
Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут.
Обводненность В,%
Удельный вес нефти н, г/см 3 0,85
Удельный вес воды в, г/см 3 1,014
Удельный вес пластовой жидкости ж, г/см 3 0,87
Динамический уровень Н дин, м
Затрубное давление Р затр, атм
Глубина спуска насоса Н учт., м
Проектируемый отбор жидкости Q пр, м 3 /сут.
Потери напора в НКТ h тр, м

1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м 3 /сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м 3 /сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

2. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

— увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

— рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

Читайте также:  Мойка высокого давления самовсасывающая denzel 58277

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

— применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

в насосных установок, в частности углепластиковых;

— обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений и применение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

— применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

— применение механических скребков для борьбы с

4. Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этих режимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенные глубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы скважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1 Оптимизация режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦН с меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем — 12 месяцев 2003 года.

Таблица 6.1 Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

№ п/п Показатели Ед. измерения Абсолютные значения
1. Объем внедрения Скважина
2. Дополнительная добыча нефти Тыс. тонн 13,87
3. Цена нефти (за 1т.) Руб.
4. Стоимость одного ремонта Тыс. руб.
6. Условно-переменные затраты на добычу 1т нефти %
7. Себестоимость добычи 1тонны нефти Руб.
8. Налог на прибыль %
9. Коэффициент инфляции %
10. Ставка дисконта %

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потока денежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt., ( 6.1 )

где ΔВt – прирост выручки от проведения мероприятий в t-ом году, тыс.руб.

ΔИt – прирост текущих затрат в t-ом году, тыс.руб.

К t– капитальные затраты в t-ом году связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

ΔНt – прирост величины налоговых выплат в t-ом году, тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

где Цt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ΔИt – текущие издержки в году t,

ΔИt = Идопt + Имерt, ( 6.3 )

где Идопt – текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.

Имерt – текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

где Ср – стоимость одного ремонта

n – количество оптимизаций.

Идопt = ΔQt * Упер., ( 6.5 )

где Упер. – условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период,т.руб.(К=0)

Все затраты и результаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году ( tр ), в качестве которого берется год,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

где Ен.п. – нормативный коэффициент приведения.

t р – расчетный год, к которому приводятся затраты и результаты.

Источник

Adblock
detector