Дашевский А.В. Справочник по добыче нефти. Уфа

где Qв.опт – подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.

На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.

Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность.

При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее, влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова – для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03 - 0,05 см2/c. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса.

В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м2/c);

где μэ – кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па·с; ρвн - средняя плотность скважинной продукции к каналах рабочих органов насоса, кг/м3:

где βн и βв соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины.

Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов

Справочник инженера по добыче нефти Стр.118

где Нв, Qв, ηв - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, η - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости.

Коэффициенты КН,Q и Кη зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса

где Qв.опт – подача насоса на воде в оптимальном режиме, м3/с; Нв.опт – напор насоса на воде в оптимальном режиме, м; ZН – число ступеней насоса.

По величине ReН с помощью специальных графиков П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов Кη, КQ,H и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами. Для ламинарного режима:

где Qв – подача насоса на воде при соответствующем режиме, м3/c. Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды

на свойства эмульсии следующий.

1.Вначале определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в

Справочник инженера по добыче нефти Стр.119

вязкость эмульсии.

2.Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе.

3.Задаваясь рядом значений Q/Qв.опт, и определив по фактической водной характеристике Qв.опт, находят Qi = (Q/Qв.опт)·Qв.опт в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Qв.опт).

4.Для полученных значений Qi по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Нi.

5.Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 c-1.

6.По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/Qв.опт=1) по формулам (6.7.14), (6.7.15) находят значение коэффициента КН,Q для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений КН,Q выбирают меньшее.

7.Из формулы (6.7.10) находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии.

8.По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса и затем уточненное значение КН,Q. Эти операции по уточнению коэффициента КН,Q осуществляют до тех пор, пока последующее значение КН,Q не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02.

9.По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению КН,Q и значению Q=Qв.опт, по формулам (6.7.14), (6.7.15) определяют величину коэффициента Кη опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие.

10.Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса (6.7.10), (6.7.11), соответствующие режиму Q = Qв.опт.

11.Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений

отношений Q/Qв.опт, после чего строят график Q-H, η-Q, Q-N, где N – потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке

скважинной продукции в выбранном режиме.

Для расчетов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой:

При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и к.п.д. наcоса смещаются влево с резким уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния

Справочник инженера по добыче нефти Стр.120

газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса специального газового сепаратора конструкции П.Д.Ляпкова или в качестве первых 10 - 15 ступеней установить рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но большей производительности.

Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления

Выбор электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия:

где N – мощность, потребляемая насосом; NA – номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД).

Характеристики ПЭД приведены в разделе 6.1. При подборе ПЭД необходимо, чтобы присоединительные размеры протектора ПЭД соответствовали соединительным размерам насоса.

При выборе оборудования установок ПЦЭН важное значение придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды (для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности продукции. При неизменных значениях Рпл и Рзаб давление у входа в насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на выходе – выше, чем в обычных условиях работы насоса.

Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению. Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его преждевременный выход из строя.

Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течении всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже Qmin и давлением на входе в насос не менее Рпр.min. Рекомендуется определять эти значения

где F3 – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и корпусом ПЭД, м2.

По минимальным значениям мощности NД, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.

Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса:

Справочник инженера по добыче нефти Стр.121

где Lк – длина кабеля, м; Нсп – глубина спуска насоса в скважину с учетом кривизны ствола.

На величину мощности, потребляемой всей установкой ПЦЭН, влияют потери в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД

где ηД – к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b2, с2, d2 – эмпирические коэффициенты.

По величине потерь мощности определяется температура перегрева ПЭД:

При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с помощью коэффициента Кt:

Кt = (2 − B) (1 − 0,75 βг.пр ) , (6.7.22)

где В – обводненность; βг.пр– газосодержание у приема насоса. Определяют значение коэффициента Ку.п – коэффициента

уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры:

Ку.п =1−b5 {1−0,0077 [tД.П Kt +( tc −20)]} , (6.7.23)

где tC – температура перед установкой ЭЦН.

Далее с учетом (6.7.20) и (6.7.23) определяют сумму потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД:

Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого ТД

меньше 403К (130оС).

Справочник инженера по добыче нефти Стр.122

Для определения потери мощности в кабеле вначале определяют среднюю величину температуры кабеля при работе

где ψ – геометрический градиент, ºС/м (ψ=0,03оС); QЖ – производительность установки по жидкости, т/сут; J – сила тока, проходящего по кабелю, А; F – площадь поперечного сечения жил

где NК – потери мощности в кабеле, кВт.

В целом, потребление мощности установкой ПЦЭН будет равна:

где ηАТС– к.п.д. автотрансформатора (ηАТС =0,98).

Трансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления до ПЭД.

Для выбора автотрансформатора необходимо найти падение напряжения в кабеле:

U = 3 (ro cos ϕ + xo sin ϕ) J c Lk , (6.7.30)

где U– падение напряжения в кабеле, В; r0 – активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км:

где ρ – удельное сопротивление меди при 20оС (ρ = 0,0175 Ом·мм2/м); fк – площадь сечения жилы кабеля, мм2; хо – индуктивное удельное сопротивление кабеля (хо =0,1Ом/км); cos ϕ– коэффициент мощности установки; sin ϕ– коэффициент реактивной мощности; Jc – рабочий ток статора ПЭД, А.

По величине суммы падения напряжения в кабеле и напряжения ПЭД подсчитывают напряжение на вторичной обмотке трансформатора, которое определяет тип трансформатора и

Справочник инженера по добыче нефти Стр.123

УГНТУ НК ЮКОС

положение клемм (перемычек) с учетом напряжения сети. В том случае, если напряжение сети отличается от номинального (380В), действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора определяется:

где Uc – действительное напряжение сети, В; Uном – номинальное напряжение в сети, В; U2 – напряжение на вторичной обмотке трансформатора, В.

В последнее время трансформаторы применяются более широко по сравнению с автотрансформаторами. Причиной этого является то, что у трансформатора производится непрерывный контроль сопротивления вторичной обмотки, кабеля и обмотки статора. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30кОм) установка автоматически отключается.

Критерием подбора станции управления для установки ПЦЭН является потребляемая мощность ПЭД. При ПЭД мощностью от 28 до 100кВт в качестве станции управления применяется устройство ШГC5804, а при мощности свыше 100 кВт – КУПНА-79.

Справочник инженера по добыче нефти Стр.124

VII. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

7.1. Исследование скважин

Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинами-ческие и геофизические.

Гидродинамические исследования. Гидродинамические методы подразделяются на:

-исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм);

-исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД);

-исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание).

Сущность метода исследования на установившихся режимах

заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения

где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

Исследование скважин на неустановившихся режимах

заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).

Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин.

Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на:

-пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина;

-пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной;

-пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.

В табл. 7.1.1 приведены технические характеристики некоторых скважинных манометров и дифманометров.

Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) – расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске.

Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

В табл. 7.1.2 приведены основные технические характеристики некоторых расходомеров и дебитомеров и области их применения.

Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины.

Спомощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные

результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.

Технические характеристики некоторых термометров приведены в табл. 7.1.3.

Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.

7.2. Основные фильтрационные параметры пластов и пластовых флюидов

Горное давление – это давление, при котором в глубинных условиях находится коллектор нефти и газа

Рг = ρп .g .H, [МПа], (7.2.1)

где ρп – средняя плотность вышележащих горных пород; g - ускорение свободного падения; H – глубина залегания точки пласта, в которой определяется давление.

Пластовое давление – это давление, при котором находится пластовая жидкость, Рпл, [МПа].

Забойное давление – это давление в стволе скважины на глубине ее забоя (или на глубине расположения перфорационных

отверстий), Рзаб, [МПа].

Коэффициент продуктивности добывающей скважины – это отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту

Коэффициент приемистости нагнетательной скважины

где Qв – расход воды, закачиваемый в данную скважину.

Коэффициент гидропроводности пласта

где k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта; μ - вязкость жидкости.