Методика подбора УЭЦН к скважине

Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы скважин. В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Точность промежуточных и конечных расчетных величин находится в пределах допустимых для промысловых условий значений.

Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой данной скважины, т. е. нахождение условий совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН.

Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчётных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.

Скважина №875 эксплуатируется ЭЦН5А-250-1600. Коэффициент подачи 1,1. Исходные данные для расчета представлены в табл. 2.10.

Таблица 2.10

Исходные данные для расчёта по скважине № 875

Решение:

Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины

, (2.7)

где l_уд – удлинение ствола скважины, м;

Н_с – глубина скважины по вертикали, или длина ствола для искривленной скважины.

=1

Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см³

(2.8)

= 0,854 г/см³

Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см³

(2.9)

0,865 (1-) + 1,157·= 1,142 г/см³

Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса

, (2.10)

1,04 (1-) + = 1,002, где

b_пл – объемный коэффициент пластовой нефти (b_пл>1).

Если n > 60%, то поправочные коэффициенты К_q = 1, K_н= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем расчётные коэффициенты, так обводненность более 60%.

Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме перед переводом ее на оптимальный режим эксплуатации, м

, (2.11)

где – глубина подвески насоса в скважине, м;

– динамический уровень в скважине, м;

– пластовое давление по скважине, атм;

– затрубное давление в скважине атм;

– давление на буфере скважины, атм.

(1848-1429)·- +2007+1429-1848+=492 м

Для обеспечения отбора по скважине, равного 18 м3/сут, предварительно выбираем насос 5-250-1600 (Н_мин = 1090 м; Н_опт = 1679 м; Н_мах = 1913 м; Q_мин = 1900 м³/сут, Q_опт = 250 м³/сут, Q_мах = 330 м³/сут).

Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса:

Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м⁶/сут²

, (2.12)

= 32899,93 м⁶/сут²

Величина обратная коэффициенту продуктивности скважины (), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут./м²:

(2.13)

==2,25 сут/м³

Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м³/сут:

, (2.14)

= 86,91 м³/сут.

Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м³/сут

(2.15)

86,91+=288 м³/сут.

Проектное забойное давление в скважине, атм

(2.16)

=178-=104,71 атм

Динамический уровень в скважине при ее освоении на жидкости глушения, м

(2.17)

=2007-= 1202 м

где ρ_ж.гл. – плотность жидкости глушения, г/cм³

Глубина подвески насоса в скважине, м

, (2.18)

=2007-_.= 1406 м

Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме ее работы, м

(2.19)

1406-=996 м

16. Количество водонефтяной смеси, перекачиваемой насосом, м³/сут.

(2.20)

288·1,002 = 288,6 м³/сут.

Для насоса ЭЦН5А-250-1600, установленного на скважине №875, оптимальный отбор жидкости данным насосом составит 30 м³/сут., рабочая область по отбору жидкости составляет 12 - 30 м³/сут., т.е. проектный отбор жидкости 288,6 м³/сут. данным типоразмером насоса находится в рабочей области характеристик насоса. Замены насоса не требуется.

2.11 Специальный вопрос «Солянокислотная обработка призабойной зоны пласта»

Общие сведения

Призабойная зона пласта (ПЗП) (критическая зона) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи (скин - эффект).

Естественные коллекторские свойства пласта характеризуются нулевым скин, при загрязнении по различным причинам ПЗП скин имеет положительное значение, после проведение специальных работ (ГРП) скин может достичь отрицательных значений.

Обработка (стимуляция) призабойной зоны пласта – это комплекс мероприятий, необходимый для восстановления или улучшения коллекторских свойств ПЗП (0.5 - 2.0 м).

Одним из методов очистки призабойной зоны пласта является солянокислотная обработка.

Солянокислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта. В основном продуктивные пласты состоят: либо из кремнезёмистого пласта, либо из песчаного (SiO₂), либо представлены известняками или долонитами (CaCO₃ – основной компонент). Так как с кремнеземом соляная кислота не реагирует - в песчаных пластах она бесполезна. Возможно использование HF. Соляная кислота хорошо реагирует с известняками

CaCO₃+2HCl = CaCl₂+CO₂ +H₂O

Было твёрдое вещество (CaCO₃) из него получиили растворимую в воде соль (CaCl₂), образовавшийся углекислый газ и вода. В результате увеличивается пористость и проницаемость призабойной зоны.

При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.