Методики подбора ЭЦН для нефтяной скважины

Под подбором УЭЦН к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти. Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса L_H находят с учетом расходного газо­содержания нефтегазового потока на входе р_вх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса. Для этого строят кривые распре­деления давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравне­нию притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII. 18). Расходное газосодержание потока — отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости q — определяют по формуле β=V/(V+q). По кривой 3 (см. рис. VIII.18) оценивают предварительную глу­бину спуска насоса (по допустимым значениям объемного га­зосодержания на приеме насоса; p_BX = 0,05-f-0,25) и давление рв_х (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодер­жания на входе в насос установлены по данным испытаний УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если β_вх = 0÷0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если β_вх = 0,25÷0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее 1—1,5 Мпа. Для определения давления на выкиде насоса р„ык, т. Е. в са­мом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение дав­ления в трубах также шагами сверху вниз от известного устье­вого давления р_у, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа * у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию.

При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d устанавливают с учетом дебита:

Необходимо отметить, что по найденным значениям р_с и заданному дебиту Qжсу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости че­рез насос будет отличаться от заданных значений Qжсу в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раство­риться большое количество газа. Жидкость, омывая электро­двигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится неко­торое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях Qжсу ). Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением коли­чества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса.Также в связи с быстрым расширением областей их примене­ния в нефтяной промышленности — в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м³/сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.

Система разработки. Основные понятия разработки.

Разработка нефтяных месторождений – многопараметровый процесс каждое технологическое звено этого процесса должно работать в оптимальном режиме, что в свою очередь создает иерархию критериям оптимизации. В таких условиях необходимо выявить стратегический успех в процессе разработки месторождений и определить главные критерии. Системы разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объект разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства, наличие или отсутствие воздействия на пласт, число, соотношение и расположение добы­вающих и нагнетательных скважин, число резервных скважин, управление процессом разработки, охрана недр и окружающей среды. Всякую систему разработки можно классифицировать по 2 основным признакам:1).По наличию или отсутствию воздействия на пласт. 2) По системе расстановки скважин. Каждую систему разработки можно характеризовать следующими параметрами: 1) Коэффициент плотности сетки скважин – Sс, Sс =F/n.[га/КВ]; F – ппощадь месторождения; n – число скважин;2).Параметр Крылова Nкр.= Vнач.извлек.зап./n, [т.тонн], т.е. извлекаемые запасы приходящиеся на 1 скважину; 3) Параметр интенсивности системы разработки Wинт.=n_НАГН./n_ДОБЫВ. (1;0,5;0,3); 4). Параметр резервных скважин Wрез.=n_РЕЗ./n_ОБЩ. (0,1-0,3). Выбор системы разработки. Выбор зависит от следующих факторов:1.Природно-климатических условий; 2.Размер и конфигурация залежи нефти; З. Геологическая особенность строения; 4.Неоднородность продуктивных пластов; 5. Физическое состояние углеводородов; 6. Наличие ресурсов рабочих агентов; 7. Естественный режим залежей; 8.Свойства нефти.

Система разработки без воздействмя на пласт. Разработка осуществляется в следующих случаях: 1). Когда естественный энергетический баланс залежи восполняется естественным образом и разработка эффективно осуществляется за счет приро­дных источников энергии; 2). Отсутствие рабочего агента. З). Когда разработка с воздействием является не эффективной. При разработке залежи без воздействия на пласт на режиме истощения (упругий, режим растворенного газа) добывающие скважины, располагаются на площади по равномерным сеткам, прямоугольным или квадратным.