Пример оценки оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ЭЦН
Задача 25
Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давления на приеме ЭЦН для условий Советского нефтяного месторождения (пласт АВ1):
давление насыщения Рнас = 8,7 Мпа;
вязкость пластовой нефти н пл = 2,1 мПа·с;
вязкость дегазированной нефти нд = 6,5 мПа·с.
объемная обводненность nо = 0,21.
Учитывая, что объемная обводненность в рассматриваемом примере nо = 0,21, рассчитаем соответствующие давления на приеме:
1. Ропт по формуле (5.20)
;
2. Рдоп по формуле (5.22)
;
3. Рпред по формуле (5.24)
.
Важным фактором, который необходимо учитывать при расчете необходимого напора ЭЦН, является полезная работа газа по подъему жидкости в трубах.
Высота поднятия жидкости расширяющимся газом может быть определена из формул работы [26]:
, (5.25)
где Рнас - давление насыщения газа, МПа; Ру - давление на устье, МПа; ж - плотность при термодинамических условиях сечения; - КПД работы газа в насосных трубах, = 0,65 при 0,2 < n < 0,5.
Однако, проведенные расчеты по этой формуле дают завышенные результаты по сравнению с данными исследований П. Д. Ляпкова в Туймазанефть [19].
Наиболее близкие результаты дают расчеты высоты подъема жидкости газом по зависимости [12]:
, (5.26)
где d - внутренний диаметр труб, см; Рбуф = Ру - давление на устье (сепараторе).
При определении необходимого напора ЭЦН (формула (5.3)) из него следует вычитать высоту подъема жидкости газом, однако, необходимо при этом учитывать изменение газового фактора, обводненности и давления насыщения во время межремонтного периода работы установки ЭЦН.
Пример расчета погружения насоса под динамический уровень
Задача 26
По заданным условиям эксплуатационной скважины и оборудованию определить глубину погружения ЭЦН под динамический уровень при наличии газового фактора и высоту подъема жидкости газом.
Дано: наружный диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм;
глубина скважины - 2000 м;
дебит жидкости Q = 120 м3/сут;
динамический уровень hд = 1098 м;
тип насоса ЭЦН5-130-1200;
необходимый напор насоса Нс = 1216 м;
газовый фактор Г = 70 м3/м3;
давление в затрубном пространстве Рз = 1,3 МПа;
обводненность нефти n = 0,40;
плотность газа г = 1,10 кг/м3;
плотность нефти н = 880 кг/м3;
температура жидкости на приеме - 50°С.
Определим давление на приеме по формуле (5.17). Из рекомендаций [16] для колонн диаметром 140 мм примем = 0,15. Из данных к расчету То = 288°К; Т = 323°К; n = 0,4.
Принимая газосодержание на приеме = 0,25, найдем Vрг = 47 м3/м3.
По графикам [19, рис. 13] найдем псевдокритические давления и температуру по относительной плотности газа:
;
.
Принимая предварительно давление на приеме насоса 5 МПа, найдем приведенные давления и температуру:
.
По графикам Брауна [19, рис. 13] найдем Z = 0,82. Объемный коэффициент нефти найдем по формуле (5.18), предварительно определив н по формуле (5.19):
.
(Для сравнения по графику на рис. 2 [19] Вн = 1,74).
Подставляя найденные значения в формулу (5.17) найдем:
.
Учитывая найденное давление на приёме насоса, вновь найдем приведенное давление:
,
оно изменяется, определим Вн и Рпр:
.
.
Вновь определяя Рп = 3,15/4,7 = 0,67, найдем Z = 0,87, a Рпр = 3,11 МПа, т. е. уточнение приблизительно на 1%, что выше точности определения Z по графикам. По этому определим Рпр = 3,15 МПа. (Для сравнения по графику на рис. V.11.5 в работе [28] Рпр = 1,9 МПа.)
Определим см по формуле (5.16):
.
Найдем глубину погружения насоса под динамический уровень по формуле (5.15):
.
Глубина спуска насоса
.
Высоту подъема жидкости расширяющимся газом определим по формулам (5.25) и (5.26):
,
где по номограмме [19, рис. 1]
.
По методике [12]
.
По исследованиям П. Д. Ляпкова в условиях Туймазанефть [19] высота подъема жидкости за счет энергии газа в среднем равна 250 м, что ближе к результату по методике [12].
Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счет полезной работы газа в НКТ:
.
Исследования и пример расчета показывают, что с помощью аналитических зависимостей можно существенно (на сотни метров) уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень, величину напора за счет подъемной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7 - 0,8 с учетом падения пластового давления:
Методы освоения скважин
Условие вызова притока.
Перед вызовом притока давление на забое скважины больше или равно пластовому давлению. Для вызова притока необходимо выполнение условия
pз < pпл, т.е. создание депрессии давления на пласт (дельта) p= pпл - pз ,где
pпл –пластовое давление; pз –забойное давление.
Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:
h g < pпл,
где h – высота столба жидкости в скважине; - плотность жидкости; g – ускорение свободного падения. (= 9,8 м/с2)
Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h,либо , поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.
| Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения) | Метод понижения уровня |
| 1. Метод промывки (замена скважинной жидкости) | 4. Тартание желонкой |
| 2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот) | 5. Свабирование (поршневание) |
| 3. Закачка пенных систем | 6. Понижение уровня глубинным насосом |
1. Метод промывки (замена скважинной жидкости)осуществляется при спущенных трубах и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления.
В скважину спускают НКТ и нагнетают насосом воду в кольцевое пространство между ЭК и НКТ. При этом глинистый раствор, находящийся в скважине, вытесняется водой на поверхность по НКТ. Так происходит замена одной жидкости на другую с меньшей плотностью, вследствии чего уменьшается давление на забое.
Замена жидкости осуществляется обычно по схеме: буровой раствор – вода – нефть – конденсат, при этом плотность жидкости, уменьшается постепенно и, следовательно, происходит плавное освоение.
Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.
2. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот).В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству (между НКТ и ЭК) присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве вытесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, попадает вовнутрь НКТ и разгазирует жидкость в них (столб жидкости облегчается), происходит выброс её на поверхность.. В результате давление на забое сильно снижается, начинается приток и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Нагнетание газа не прекращается до тех пор, пока скважина не очиститься от воды и глинистого раствора и не перейдет на нефть или газ. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.
3. Закачка пенных системзаключается в закачке смеси газа с жидкостью (обычно вода или нефть), плотность которой доводится до 400 – 500 кг/м3. Смешивают в специальных смесителях (эжекторе) и нагнетают в пласт.
4. Тартание желонкой –не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной) длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. Спускается в скважину на тонком (16 мм) канате с помощью лебёдки. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны.
Так как объем желонки невелик, то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Спуск желонки, как правило, проводится в обсадную колонну.
5. Свабирование (поршневание) –способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ, при котором на стальном канате в НКТ спускается сваб или поршень. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25 – 37,5 мм) с обратным клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены пластичные резиновые манжеты (3 – 4 шт.), наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над свабом. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над свабом, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются и весь столб жидкости, находящийся над свабом выносится на поверхность. При непрерывном свабировании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток в неё жидкости из пласта. Снижение уровня осуществляется до 1000 м, при большем возможно смятие ЭК горным давлением. Глубина погружения сваба под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебёдки (не превышает 75 – 150 м).
Свабирование (поршневание) – более производительный способ (в 10 – 15 раз производительнее тартания) и может осуществляться с использованием фонтанной арматуры (т.е. скважина герметизируется и выброс невозможен) со специальным лубрикатором.
6. Понижение уровня глубинным насосомосуществляется на истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, насосами ШГН или ЭЦН.
Такой метод эффективен, когда известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
Совершенно очевидно, что каждому из перечисленных способов присущи свои условия рационального применения для соответствующих характеристик осваиваемых коллекторов.
Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесённых туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.
Уравнения притока жидкости к скважине.
Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока.
Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившемся.
Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости дебит скважины можно определить по формуле:
где, 
Q – дебит скважины [л/с], [м3/сут], [т/сут] и.т.п. (объем жидкости, поступающий на забой скважины в единицу времени);
k – проницаемость пласта [мкм2](микрометр) 1 мкм2 = 1 Д = 10 -12 м2;
h – толщина пласта [м];
pк – пластовое давление [Па];
pз – забойное давление в скважине [Па];
– вязкость жидкости [Па*с];
Rк – радиус контура питания [м];
Rс – радиус контура скважины [м].
Формула, называемая формулой Дюпюи, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин.
К гидродинамически совершенным скважинам (ГДС) относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (рис. а).
Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину, то ее называют гидродинамически несовершенной по степени вскрытия (рис. б).
Скважины, вскрывшие пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредством перфорации, являются гидродинамически несовершенными по характеру вскрытия (рис. в) .
Есть скважины и с двойным видом несовершенства – как по степени, так и по характеру вскрытия (рис. г).
Вблизи ствола гидродинамический несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.
При расчете дебита скважин их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в формулу Дюпюи коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С.
Величина коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И.В. Щурова.
Понятие о разработке нефтяных и газовых месторождений. Природные режимы работы нефтяных и газовых залежей. Искусственные методы ППД.
Одной из главных целей разработки месторождения является извлечение максимального количества нефти из недр.
Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.
Под режимом работы нефтяных и газовых залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.
Виды режимов работы нефтяных и газовых залежей:
- водонапорный (жестководонапорный) режим (рис. а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью этого режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.
При водонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться. Коэффициент нефтеотдачи пласта при данном режиме – 0,5…0,8
Коэффициент нефтеотдачи пласта - это доля извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.
- газонапорный режим (или режим газовой шапки)(рис. б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Газ, действуя на поверхность газонефтяного контакта, создает давление в нефти, заполняющей поры продуктивного пласта. Чем больше размер газовой шапки, тем дольше снижается давление в ней. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,5…0,6.
- режим растворенного газа (газовый) (рис. в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин. Коэффициент нефтеотдачи – самый низкий 0,2…0,4. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
- упруговодонапорный (упругий) режим основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. Коэффициент нефтеотдачи пласта – может достигать 0,8.
- гравитационный режим (рис. г) проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Коэффициент нефтеотдачи пласта – 0,1 – 0,2.
- смешанный режим - если в нефтяной залежи одновременно действуют различные движущие силы.
При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.
Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.
Расчет пускового давления компрессорного подъeмника.
Пусковое давление компрессорного подъёмника зависит от конструкции и системы подъёмника, от высоты статического уровня жидкости в скважине, а также от проницаемости пласта и темпа продавливания жидкости в скважину в пусковой период.
Определим пусковое давление для подъёмника двух и однорядной конструкции кольцевой системы и для подъемника центральной системы в условиях отсутствия и наличия поглощения жидкости пластом и различной высоты статического уровня в скважине.
Для подъемника двух- и полуторорядной конструкции кольцевой системы при отсутствии поглощения жидкости пластом (что возможно при быстром продавливании жидкости и очень плохой проницаемости пласта) необходимое пусковое давление находим по формуле:
,(Па) (1)
где h`ст – глубина погружения подъёмных труб под статический уровень, м: h`ст =L - hст
– плотность нефти;
D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;
dн – внутренний диаметр наружного ряда подъёмных труб, мм;
dв – внутренний диаметр наружного ряда подъёмных труб, мм;
В случае однорядной конструкции подъёмника при отсутствии поглощения жидкости пластом:
,(Па) (2)
В случае работы подъемника при центральной системе
,(Па) (3)
При полном поглощении пластом всей жидкости, вытесняемой из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и подъемными трубами (случай редкий, возможной при медленном продавливании жидкости в скважину и хорошей проницаемости пласта), пусковое давление зависит только от глубины погружения подъёмных труб под статический уровень
, (Па) (4)
При частичном поглощении жидкости пластом (наиболее реальный на практике случай) в правую часть формулы следует вводить коэффициент kсн, учитывающий снижение столба жидкости, вытесняемой в подъёмные трубы вследствие поглощения её пластом. Значения этого коэффициента могут колебаться в широких пределах (от нуля до единицы), и их можно определить в каждом случае только опытным путём. Поэтому пусковые давления рассчитывают обычно без учёта поглощения, что приводит к завышению расчётного пускового давления и увеличению запаса мощности компрессорных агрегатов.
При пуске в работу компрессорных скважин, оборудованных однорядным подъёмником кольцевой системы, когда не потребуется высокое пусковое давление, определённое расчётом. Тогда вытесняемая из кольцевого пространства жидкость поднимается в подъёмных трубах до устья скважины раньше, чем столб жидкости целиком оттеснится от башмака подъёмника. Максимально возможное пусковое давление при этом равно гидростатическому давлению столба жидкости в подъёмных трубах, т.е. в заданных условиях
,(Па) (5)
После расчётов сделать вывод при какой конструкции подъёмника пусковое давление имеет наименьшее значение.