- •Тема: «Анализ режима работы скважин оборудованных уэцн на примере оао «Сибнефть»»
- •1.2 Тектоника
- •1.3 Стратиграфия
- •1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
- •1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
- •1.6 Режим залежи
- •1.7 Конструкция скважин
- •2.3 Основные критерии установившееся оптимального режима работы уэцн
- •2.4 Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов
- •2.5 Подбор уэцн к скважине
- •2.5.1 Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования уэцн к скважине
- •2.7 Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных уэцн
- •2.8 Освоение скважин оборудованных уэцн после прс
- •3.2 Противопожарная защита
2.5 Подбор уэцн к скважине
Межремонтный период работы скважин с установками ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонефтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и т.д.) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.
Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приёме. А так как основным осложнением является высокое обводнение скважинной продукции, вследствие этого образуется водонефтяная эмульсия с высокой вязкостью, но в то же время уменьшается газосодержание.
2.5.1 Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования уэцн к скважине
Ph = 860 кг/м3 m/м3 – плотность нефти
Обводненность (объемная) в = 92%
Газовый фактор Гпло = 50 нм3/м3
Плотность воды Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3
Объемный коэффициент нефти Вн = 1,16
Давление насыщения Рнас = 8,6 МПа
Пластовое давление Рпл = 18,2 МПа
Глубинные залегания пласта Lф = 1700 м
Коэффициент продуктивности Кпр =0,78 м3/сут.от
Буферное давление Рб = 2,7 МПа
Дебит (жидкость) проектным Qш = 75 м3/сут.
Диаметр лифта d = 2,5 4
Температура пласта tпл = 40 0
Плотность газа Рr = 1,2 кг/м3
Забойное давление 80 отм = 8,6 МПа
Тип ЭЦНМ5-80
Подача на оптимальном режиме при работе на воде Qбо = 85 м3/сут. Давление на оптимальном режиме при работе на воде Рбо = 12МПа. Число ступеней z = 354
Расчет
Плотность пластовой жидкости:
(2)
где Рн.с. – плотность сепарированной нефти
Рн.с. = 860 кг/м3
Рr – плотность газа
Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3
Гпло – пластовой газовой фактор
Гпло = 50 нм3/м3
Рв – плотность воды
Рв = 1120 кг/м3
В – объемная обводненность, доли единицы
В = 0,92
Вн – объемный коэффициент нефти
Вн – 1,16
м3
Забойное давление принимает равное давлению насыщения
Рзаб = Рнас = 8,0 МПа
Определяем дебит нефти
(4)
где Кпр – коэффициент продуктивности
Кпр = 7,8 м3/сут МПа
Рпл – пластовое давление
Рпл = 18,2 МПа
Рзаб – забойное давление
Рзаб = 86МПа
Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5)
Определяем работу газа в лифте Lr
где dn – диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм
dn = 2,5 4
Гпло – пластовый газовый фактор
Гпло = 50 нм3/м3
Рб – буферное давление
Рб = 2,7 МПа
Рнас – давление насыщения
Рнас = 8,6 МПа
Определить давление развиваемое насосом
Рн при Рвпх = Рвх = Рпл
Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл – Рзаб (7)
Где Lф – глубина пласта,
Lф = 1694,4 м
Рпл – удельный вес пластовой жидкости
Рпл = 1090 m/м3
Рб – буферное давление
Рб = 2,7 МПа
Lr – работа газа в насосно-компрессорных трубах
Lr = 12, 7 м
Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа
Определить коэффициент давления Кр
(8)
где Рн – давление разбиваемое насосом
Рн = 12,43 МПа
Кz = поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени z
Z=354
Кz = l0, 185
Кр =
Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях лирника qж
Qж = Qm/Qво (9)
Где Qm = проектный дебит (жидкость)
Qm = 75 м3/сут
Qво – относительная подача подбираемого насоса при работе на воде
Qво = 84 м3/сут
Qж = 75/84 = 0,89
Определить коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности
(10)
где Ввх – газасодержание
Ввх = 0,1
Вн – объемный коэффициент
Вн = 1,16
в – объемная обводненность
в = 0,92
Гпло – пластовый газовый фактор
Гпло = 50 нм3/ м3
3
Определить давление на входе в насос Рвх
Рвх = l Рнас (11)
Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа
Определить глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое
6 (12)
где Lф – глубина занимания пласта (фильтра)
Lф = 1694,4 м
Рзаб – забойное давление
Рзаб = 8,6 МПа
Рвх – давление на входе в насос
Рвх = 5,33 МПа
Р – удельный вес пластовой жидклсти
Р = 1090
6 = 1388,6 л
Выбираю установку УЭЦН-80-1200 исходя из оптимального режима при обеспечении производительности установки.
Qж.фак = 75 м3/сут
(13)
Таким образом коэффициент подачи установки находится в области оптимального режима эксплуатации, которым рекомендуется от 0,8 -1,2
2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН
Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2.
Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН
№ скв |
Тип УЭЦН |
Н |
Кпод |
Ндин |
Рпл |
Рзаб |
%в |
Qн |
Qв |
934 |
УЭЦНA5-60-1200 |
1450 |
0,63 |
1385 |
157 |
50 |
88 |
75 |
73,3 |
936 |
УЭЦНA5-60-1200 |
1400 |
1,33 |
326 |
153 |
119 |
94 |
172 |
193,5 |
956 |
УЭЦНM5-125-1300 |
1370 |
1,4 |
441 |
195 |
131 |
97 |
25 |
22 |
1210 |
УЭЦНA5-30-1250 |
1410 |
0,9 |
990 |
165 |
63 |
82 |
30 |
24,3 |
2705 |
УЭЦНA5-30-1250 |
1460 |
1,13 |
963 |
145 |
67 |
78 |
45 |
33,4 |
4120 |
УЭЦНA5-60-1350 |
1460 |
0,8 |
825 |
169 |
83 |
68 |
130 |
153,4 |
4160 |
УЭЦНM5-125-1200 |
1220 |
1,04 |
270 |
203 |
158 |
100 |
10 |
9,7 |
4175 |
УЭЦНA5-25-1000 |
1200 |
2 |
421 |
176 |
123 |
88 |
145 |
163 |
4147 |
УЭЦНM5-125-1300 |
1420 |
1,22 |
536 |
185 |
130 |
97 |
80 |
81 |
4182 |
УЭЦНA5-60-1200 |
1050 |
1.5 |
284 |
96 |
79 |
88 |
100 |
104,4 |
4190 |
УЭЦНM5-80-1200 |
1460 |
1,25 |
801 |
166 |
' 93 |
97 |
90 |
100 |
Для высокообводненых скважин с содержанием воды 80% и более забойное давление оптимальное равно 115атм.
Скважины (936, 956, 4147, 4190 ) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи превышает оптимальной области, забойное давление выше оптимального значения. Но из-за высокой обводнености продукции (94-97%) нет смысла увеличивать производительность насоса.
Скважины (4175, 4182) работают с забойным давлением равным оптимальному забойному давлению, но коэффициент подачи насоса у них (1,5-2) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах рекомендовано произвести замену насоса большей производительностью:
ЭЦНА5-25-1000 на ЭЦНА5-80-1200
ЭЦНА5-60-1200 на ЭЦНА5-80-1200
Скважина 4120 по коэффициенту подачи (0,8) приближенна к критической (0,75), забойное давление значительно ниже оптимального. Значит, данную скважину следует переводить на иной механизированный способ добычи.
Скважина 934 аналогична скважине 4120
Скважина 4160 подлежит ликвидации, либо перевод на нагнетательную скважину, из-за высокой обводнённости добываемой продукции (100%)
Скважины (1210, 2705) по коэффициенту подачи соответствуют оптимальному коэффициенту, но с низким забойным давлением от оптимального забойного давления. Скважины следует перевести на другой механизированный способ.