Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Рисунок 9.14

—

Узгодження напірних характеристик свердловини і ЕВН зміною

характеристик свердловини (1) або насоса (2): H

(Q) - напірна

характеристика свердловини; H{Q) - напірна характеристика

насоса; Л(0 - коефіцієш корисної дії насоса; N(Q) - споживана

потужність

Імовірна характеристика роботи

насоса в конкретній свердловині

може істотно відрізнятись від паспортної через якість виготовлення

насоса, відмінність в'язкості відпомповуваної рідини від в'язкості води

та наявність

продукції свердловини вільного газу.

Вплив якості виготовлення даного насоса на його характеристику

доцільно встановити дослідженнями на воді за стандартних умов.

Запропоновано емпіричні формули з метою оцінки Н і ц для ряду

значин Q за незмінної споживаної потужності N. Криві, майже

зберігаючи форму, зміщуються вниз.

Збільшення в'язкості відпомповуваної рідини призводить до

погіршення робочих характеристик насоса. У міру збільшення

в'язкості вони приблизно зберігають свою форму і зміщуються вниз і

вліво. Для перерахунку робочих характеристик на в'язкі рідини

П.Д. Ляпков запропонував графіки й апроксимаційні формули.

Вільний газ надходить разом н рідиною в ЕВН, значно погіршує

його робочі характеристики. Вздовж насоса змінюються об'ємна

витрата, в'язкість і густина відпомповуваної газорідинної суміші. Зі

збільшенням витратного газовмісту fi

на вході в насос робочі

541

характеристики можуть змінюватись неістотно, приблизно зберігаючи

свою форму та зміщуючись вниз і вліво; при цьому вигляд

кривих Н і

Г|

зумовлений зміною

в'язкості

газорідинної суміші, а

кривої N -

в'язкості

та густини потоку. Якщо (3

ВХ

>Р*

ВХ

характеристика насоса змінюється істотно, де

(3*

вх

- критичний

газовміст на вході в ЕВН. Праві частини кривих стають крутішими і

розміщуються значно нижче кривих за (З

вх

=0. П.Д. Ляпков показав,

що в міжлопаткових каналах перших робочих коліс утворюються

газові каверни, які не беруть участі в русі і погіршують робочі

характеристики (подібно паровій або парогазовій кавітації).

Експериментально встановлено, що р*

= я, + а

lg р

вх

, де для суміші

газ у воді та нафта

газ у воді а\

0,01,

аі

0,076, а для суміші газ у

нафті та вода +

газ

у нафті ці коефіцієнти вдвічі більші; р

вх

відносний тиск на вході в ЕВН (відносно атмосферного тиску

ро)-

Уздовж насоса тиск і температура збільшуються, що

супроводжується зміною об'ємної витрати Q газорідинної

суміші.

Щоб

урахувати цю зміну, уводять поняття

середньої інтегральної витрати

суміші

що проходить через насос:

0с

Рн Рвих

І Qdp + \Qdp

Рвх Рн

(9.91)

Квих РЇ

Рвих

™

ск на

виході із насоса;

- тиск насичення нафти газом.

Напір, який розвиває насос,

H =

-P«K_

(992)

Рс£

де

= середня інтегральна густина продукції, яка проходить

tic

через насос; М- масова витрата продукції

через

насос.

542

Відомо кілька методів боротьби зі шкідливим впливом газу на

роботу ЕВН.

Збільшення занурення насоса під динамічний рівень, у результаті

чого зменшується вміст вільного газу на вході

(див.

9.5).

Використання робочих ступенів від насоса тих самих габаритів,

але з більшим подаванням, як перших 10-15 робочих ступенів. Це

зумовлено

тим,

що витрата суміші вздовж насоса зменшується.

Сепарація газу на вході в насос (див. § 9.5) із відведенням газу

через затрубний простір у викидну лінію. Коефіцієнт сепарації газу

біля входу в ЕВН можна визначити за формулою

І.Т.

Міщенка:

°С =

—П—>

)

+ 0,75-^

•^3

apx

де <2р - об'ємна витрата рідини на вході в насос, м /с; F

- площа

поперечного перерізу затрубного простору між обсадною колоною та

зануреним насосом, м ; v

apx

- відносна швидкість газових бульбашок,

яку розраховують залежно від вмісту води в продукції п

і зенітного

кута нахилу свердловини

на

ділянці входу в занурений агрегат

оц,

град,

apx

=0,02 + 0,000105сц

за п

0,5; (9.94)

apx

=0,17 + 0,0001050ц

за гс

>0,5. (9.95)

Для покращення сепарації на валу насоса перед першим його

ступенем доцільно встановити газовий відцентровий сепаратор,

коефіцієнт сепарації якого О~

гс

=0,6...0,8. Тоді загальний коефіцієнт

сепарації

3ar

=l-(l-a

)(l-o

). (9.96)

543

Вибір насоса

та

визначення глибини підвішування його

за

допомогою

напірних характеристик

Задача зводиться до вибору такого типорозміру ЕВН, який пра-

цюватиме в умовах оптимального режиму (максимальної значини

Т))

забезпечить відпомповування заданого дебіту свердловини з даної

глибини.

Глибину L підвішування ЕВН так само, як ШСН, розраховуємо за

формулою (9.74) або (9.76).

Глибину занурення h насоса під динамічний рівень беремо такою,

щоб на вході в насос забезпечувався тиск, за якого витратний газовміст

Р'

вх

0,15...0,25

(це відповідає глибині занурення h = 150...300 м).

Умовна напірна характеристика свердловини являє собою

залежність між дебітом Q і напором Н

, необхідним для піднімання

рідини на поверхню:

=h'+^

-h

, (9.97)

P.?

де

/г'д

- відстань від гирла до динамічного рівня; Іц - втрати напору на

тертя під час руху рідини в НКТ; h

- висота підняття рідини в НКТ за

рахунок енергії

газу,

що виділився з нафти.

Величину втрат напору Іц на тертя розраховуємо за формулою

Дарсі-Вейсбаха. При цьому діаметром НКТ можна задатися:

&м

/добу <150 150...30О >300

(і,

мм

(умовний) 60 73 89

Звичайно, /г

=20...40 м. Взявши й

=0, підвищуємо розрахунковий

запас.

544

Тоді, задавшись кількома значинами Q, будуємо напірну

характеристику свердловини Я

(0.

Потім на характеристику свердловини Я

(0 накладаємо

характеристику H{Q) такого насоса, який в області максимальної

значини

Г)

забезпечує подавання, що дорівнює заданому дебіту, і напір

Н>Н

(див.

рис. 9.14).

Точка А характеризує спільну узгоджену роботу насоса та сверд-

ловини, але не на оптимальному режимі роботи насоса. В області опти-

мального режиму узгодити роботи насоса

свердловини можна зміною

характеристики або свердловини (точка В^, або насоса (точка В"),

тобто змінити напір на величину ЛЯ. У першому випадку потрібно

збільшити тиск на гирлі свердловини р2 на величину Ap-AHpg

шляхом використання місцевого опору (гирловий штуцер). Це

призводить до збільшення навантаження на підчіпники насоса,

погіршення використання пластової енергії, збільшення енергетичних

витрат

необхідності застосування гирлової арматури, розрахованої на

підвищений тиск. Тому переважно зменшують напір насоса (точка В")

зняттям зайвих робочих ступенів і заміною 'їх скеровуючими

вкладками. Якщо кількість робочих ступенів становить z, то насос

розвиває напір Я, а для створення напору Я

потрібно z

ступенів.

Складаючи пропорцію, знаходимо

= z

° Я

і кількість ступенів, які потрібно зняти:

ЛЯ

Вибраний насос і занурений агрегат мають відповідати габаритам

свердловини.

545

Приклад. Підібрати ЕВН до свердловини за допомогою напірних

характеристик. Вхідні дані: Q= 160м /добу; р

пл

=15МПа;

/?2

0,7МПа;

8-10"

/(Падобу);

р = 900

кг/м

;Я

2300м;

ц = 2

мПа-с.

Айв

'язувапня.

Розраховуємо

900-9,81

Глибину занурення насоса під динамічний рівень беремо h = 50 м;

задаємося діаметром піднімальних труб d = 59 мм (умовний

діаметр - 73 мм); розраховуємо швидкість потоку в трубах

w= 160-4 /(86400-3,140,059

) =

0,678

м/с; критерій Рейнольдса

-З

Re = (0,6780,059-900) / (2-Ю ) =

1793;

за відомим графіком знаходимо

коефіцієнт гідравлічного опору

= 0,03 за відносної шорсткості труб,

що дорівнює 10 .За формулою Дарсі-Вейсбаха отримуємо

А,

=0,03

828±50.М2?І

,5 м; а відтак

я 828 +

_°^L

+ 10

= 917,8

0,059

2-9,81 900-9,81

(величиною h

нехтуємо).

Задане подавання забезпечує насос УЕЦН5А-160-1100, який

розвиває напір 1225-710 м в області максимальної значини Т). Щоб

уточнити кількість ступенів, скористаємося робочою характеристикою.

За Q= 160 м /добу насос розвиває напір 1100 м, тоді потрібно зняти

робочих ступенів

Az =

224

917,8

/1100) = 37.

Вибір насоса

та

визначення глибини його підвішування

використанням кривихрозподиіу тиску

За допомогою даної методики можна повніше врахувати наявність

газу в продукції. Розрахунок виконуємо

такій послідовності:

Будуємо криву розподілу тиску (рис. 9.15) вздовж обсадної

експлуатаційної колони труб p(z) за принципом "знизу вверх" від

відомого вибійного тиску р

(лінія 1) а також криву витратного

газовмісту P(z) від рівня тиску насичення нафти газом

(лінія

2).

546

т,р

A.p РпрРн P„ P» А,л

Рисунок 9.15

—

Графічне визначення глибини опускання ЕВН

У випадку відведення вільного газу із затрубного простору

розраховуємо сепарацію газу біля входу в насос (аналогічно ШСН).

Будуємо криву розподілу тиску p(z) вздовж НКТ за принципом

"зверху вниз" від відомого тиску на гирлі рі (лінія 3.). Діаметром d

НКТ задаємося.

Проводимо горизонталь мінімальної глибини опускання насоса

Z-min, що відповідає такій значині витратного газовмісту (3(z), за якого

зривається подавання насоса через шкідливий вплив газу, тобто

вх

=0,15...0,25. Поле між кривими 1 і 3 нижче Lmjn визначає область

можливих умов роботи ЕВН,

глибини його підвішування L.

Ці криві доповнюємо кривими розподілу температури T\z) від

вибійної температури

до температури на гирлі Ті (криві 4

4").

Розрахунок розподілу температури можна виконати або з

використанням природної геотерми, або з урахуванням руху рідини.

На глибині підвішування ЕВН виникає стрибок температури AT,

547

зумовлений тепловою енергією, що виділяється електродвигуном і

насосом під час їх роботи (формула

І.Т.

Міщенко):

ДГ=320£Г°'

де

- витрата, м /добу.

6. Потім з урахуванням витратного газовмісту (3(z) і допустимої

робочої температури насоса, точніше, електродвигуна остаточно

вибираємо глибину

яка відповідає тиску на вході в насоср

вх

Різниця тисків між кривими

і 3 3az=L визначає перепад тиску

Др

який має розвивати насос. Тоді потрібний напір насоса

Рс£

8. За визначеними параметрами Н, Q

вибираємо типорозмір ЕВН

(аналогічно попередньому) і розраховуємо параметри його роботи з

урахуванням діаметра експлуатаційної колони, наявності потоку

газорідинної

суміші в

насосі.

9. Розраховуємо енергетичні показники (потужність тощо).

10.

У разі потреби задаємося іншими значинами розмірів труби

і на основі економічних показників вибираємо найвигідніший варіант.

Дослідження

свердловин,

обладнаних УЕВН

Дослідження можна провести на усталеному та неусталеному

режимах. Для побудови індикаторної діаграми необхідно мати дебіт Q,

тиски пластовий р

і вибійний р

. Дебіт і пластовий тиск вимірюють

так само, як і стосовно розглянутих вище способів експлуатації.

Труднощі виникають у вимірюванні чи розрахунку вибійного

искур

Для безпосереднього вимірювання вибійного тиску розроблено

спосіб опускання глибинних приладів на дроті всередині колони НКТ

548

через спеціальний пристрій попри занурений агрегат на вибій

свердловини. Пристрій забезпечує зміщення осей НКТ і зануреного

агрегату, чим досягається можливість виходу приладу з НКТ в

затрубний простір. Піднімальні труби герметизують від затрубного

простору клапанним вузлом, через який проходить дріт із підвішеним

на ньому приладом. Але через складність робіт спосіб у такому

варіанті не набув поширення. Опускати прилад по затрубному

простору технічно неможливо, оскільки вздовж затрубного простору

на НКТ підвішено кабель.

Вибійний тиск можна розрахувати за тиском на вході в насос р^

або за знайденим за допомогою ехолота рівнем рідини в затрубному

просторі.

Для безпосереднього вимірювання тиску на вході в насос p

розроблено спосіб, за яким у НКТ дещо вище ЕВН попередньо

встановлюють спеціальний запірний пристрій з ущільнювальним

сідлом, який називають суфлером. Свердловинний манометр

обладнують спеціальним наконечником і опускають на дроті в НКТ.

Під час посадки манометра в сідло заглушка змішується і відкриває

отвір,

який з'єднує вхідний отвір маномегра і затрубний простір

свердловини. Спосіб теж не набув поширення, як і застосування

ехолота (через наявність кабеля

затрубному просторі).

Застосування знайшов менш точний спосіб розрахунку тиску на

вході в насос р

вх

за тиском на виході із насоса

вих

Останній

вимірюють за допомогою свердловинного манометра, який опускають

у НКТ, а тиск на вході в насос р

вх

розраховують за тиском р

вш

і за

паспортним напором Щ, який розвиває насос у випадку закритої

викидної (маніфольдної) засувки. Якщо тиск на гирлі рі після закриття

549

викидної засувки стабілізувався, то Аж

Рвих-.Рнао Д

Аис

#ЬРс*Г -

тиск, створений насосом за нульового подавання (закритий викид).

Вважається, що часом тривалості стабілізації тиску р2 і зміною рівня

рідини у свердловині можна нехтувати.

Найпростіший і найменш точний метод знаходження коефіцієнта

продуктивності полягає у вимірюванні тиску на гирлі на двох режимах

роботи (подавання насоса Q, Q"). Режим роботи змінюють

дроселюванням потоку на гирлі (прикриттям засувки). На кожному

режимі після його стабілізації закривають маніфольдну засувку і

вимірюють тиск на гирлі (р2, р"і)- Тоді коефіцієнт продуктивності

свердловин

О'-О"

=^—^-,

(9.98)

Ар

де Ар

(p"2-P2)

Lg(p"

~p'

y, p'c, Р"с - середні густини суміші в

НКТ на відповідних режимах.

Припустивши додатково, що р'

р"

дістаємо:

О'-О"

=Ц-^г. (9.99)

Р2~Р2

Розглядуваний метод можна застосувати для якісного виявлення

причин зниження дебіту - погіршення властивостей привибійної зони,

знос насоса. Якщо дебіт знизився зі зниженням висоти динамічного

рівня, то це означає, що утворилась вибійна пробка чи погіршились

фільтраційні властивості привибійної зони. За відсутності зниження

висоти динамічного рівня причиною зменшення дебіту є газ, який

надходить у великій кількості в насос. При цьому, в основному,

підвищується тиск у затрубному просторі чи зростає подавання після

зупинки.

550