Анализ эффективности внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов

Номер скважины	Объект	ГНО	Запуск	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Обводненность, %
517	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	ЭЦН 80-1200 глубина спуска 1144 м	10.09.10	4,2	120	96,1
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32 глубина спуска 767,4 м	16.09.10	4,4	6,2	21
	ТТНК C VI	ЭЦНА 80-1350 глубина спуска 1163,5 м	16.09.10	5,18	127,2	95,6
	ИТОГО	ЭЦН+ШГН	-	9,58	133,4	93

16 сентября 2010 года на скважине № 517 было проведено внедрение технологии одновременно-раздельной эксплуатации пластов одного объекта с разными коллекторскими характеристиками.

В результате, после приобщения пласта терригенной толщи нижнего карбона СIV, в скважину было спущено ГНО специальной конструкции. Пласт CVI ТТНК эксплуатируется установкой ЭЦН5-80-1350, из пласта CIV ТТНК отбор осуществляется насосом НВ-32.

На рисунках 2.22, 2.23 представлены результаты сравнения работы скважин до и после внедрения на них УОРЭ.

Рисунок 2.22 - Прирост добычи нефти на скважинах Николо-Березовской площади, оборудованных УОРЭ

Сравнивая эксплуатацию скважины № 2984 до и после внедрения УОРЭ видно, что после внедрения оборудования ОРЭ средний дебит скважины вырос: по нефти с 0,6 т/сут до 1,8 т/сут или на 1,2 т/сут, по жидкости с 34 м3/сут до 59,1 м3/сут, а обводненность незначительно снизилась - с 98 до 97 %.

Рисунок 2.23 - Прирост добычи жидкости на скважинах Николо-Березовской площади, оборудованных УОРЭ



Сравнивая эксплуатацию скважины № 517 до и после внедрения УОРЭ видно, что после внедрения оборудования ОРЭ средний дебит скважины вырос: по нефти с 4,2 т/сут до 9,58 т/сут или на 5,38 т/сут (планируемый прирост ожидался 4,5 т/сут), по жидкости с 120 м3/сут до 133,4 м3/сут, а обводненность снизилась - с 96,1 до 93 %.

Таким образом, внедрение оборудования для ОРЭ на скважине № 2984 даёт положительный результат. После проведения мероприятия возрастает годовой объём добычи нефти на 390 тонн, снижается себестоимость добычи нефти. Внедрение оборудования для ОРЭ на скважине № 517 также технологически эффективно. После проведения мероприятия возрастает годовой объём добычи нефти на 1570 тонн.

Анализ показывает, что подбор скважин для внедрения УОРЭ оказался верным. В целом, можно отметить высокую эффективность применения ОРЭ на Николо-Березовской площади.

Учитывая положительный эффект внедрения УОРЭ на скважинах Николо-Березовской площади, необходимо осуществить анализ и подбор скважин для внедрения ОРЭ, а также обоснование и выбор схемы оборудования.

Раздельная эксплуатация нефтяных пластов месторождений, имеющих разные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.), находящихся на одной площади, требует больших затрат на строительство и обустройство дополнительных скважин. Получение малых дебитов при бурении новой скважины нерентабельно. Совместная эксплуатация одной скважиной нескольких пластов c разными пластовыми давлениями и дебитами приводит к неэффективной эксплуатации каждого из них, потере производительности, большим отклонениям от проектов их разработки, потере контроля над разработкой. Именно такие скважины являются кандидатами для внедрения ОРЭ.

Известно, что при внедрении ОРЭ должны соблюдаться определенные критерии [5]:

Условный диаметр ЭК не менее 146 мм.

Наличие в скважине не менее двух объектов разработки с различными эксплуатационными параметрами (забойное давление, дебит).

Расстояние между объектами не менее трех метров.

Отсутствие заколонной гидродинамической связи между объектами.

Набор кривизны не более 2є на 10 м.

Отсутствие в ЭК скважины сужений по внутреннему диаметру в виде цементных корок, пакеров, «летучек» и проч. в интервале предполагаемого спуска подземной части установки.

По критериям был проанализирован фонд скважин, в результате были отобраны три скважины для эксплуатации промежуточных пластов ТТНК (таблица 2.16), средний дебит по нефти составляет 1,7-7 т/сут (таблица 2.17).

Таблица 2.16 - Параметры работы скважин Николо-Березовской площади, выбранных для внедрения оборудования ОРЭ

Параметр	Значение
	скважина № 982	скважина №1569	скважина № 2709
Условный диаметр ЭК, мм	146	146	146
Количество объектов разработки	2 (пласты ТТНК СIV и СVI)	2 (пласты ТТНК СIV и СVI)	2 (пласты ТТНК СIV и СVI)
Расстояние между объектами, м	115	109	92
Наличие заколонной гидродинамической связи между объектами	нет	нет	нет
Набор кривизны	1є на 10 м	1є на 10 м	1є на 10 м
Наличие в ЭК скважины сужений по внутреннему диаметру в виде цементных корок, пакеров, «летучек» и проч. в интервале предполагаемого спуска подземной части установки	нет	нет	нет

Можно отметить, что характеристики выбранных скважин удовлетворяют критериям применимости ОРЭ, т.к. условный диаметр ЭК равен 146 мм; работающий горизонт - ТТНК СIV, потенциальный горизонт для приобщения - ТТНК СVI; расстояние между объектами составляет около 100 м.

Таблица 2.17 - Параметры работы скважин Николо-Березовской площади, выбранных для внедрения оборудования ОРЭ

Номер скважины	Объект	ГНО	Qн, т/сут	Qж, м3/сут	Обвод-ненность, %
982	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-57	1,7	21,4	91
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	-	-	-
	ТТНК C VI	ЭЦНА 30-1250	-	-	-
1569	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-57	7	91,8	91,4
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	-	-	-
	ТТНК C VI	ЭЦНА 60-1500	-	-	-
2709	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-44	4,9	34,0	85,6
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	-	-	-
	ТТНК C VI	ЭЦНА 60-1400	-	-	-

Во всех скважинах, рекомендуемых для внедрения ОРЭ, работающий горизонт - ТТНК СIV. Потенциальный горизонт для приобщения - ТТНК СVI, который по своим геолого-промысловым характеристикам может эксплуатироваться общим фильтром с горизонтом СIV. По анализу работы соседних скважин пласт СVI является экономически рентабельным для разработки и который необходимо ввести в разработку согласно проектного документа [1]. Приобщение пласта СVI позволит сократить затраты на строительство скважин, повысить темпы ввода Николо-Березовской площади в разработку вследствие сокращения сроков разбуривания и обустройства.

Двухлифтовые и однолифтовые конструкции скважин имеют не только преимущества, но и недостатки (таблица 2.18).

Таблица 2.18 - Преимущества и недостатки УОРЭ

2-х лифтовые	1 лифтовые
преимущества	недостатки	преимущества	недостатки
Возможность оперативного изменения параметров работы СК	Высокая стоимость внедрения дополнительного ГНО	Низкая стоимость	Отсутствие оперативного учета добываемой продукции отдельно по горизонтам; возможен только пересчет дебита по динамограммам
Возможность оперативного учета количества добываемой продукции с каждого горизонта в отдельности	Ограничение по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны (не менее 154 мм)	Возможность внедрения на скважинах с различными диаметрами ЭК	Отсутствие возможности оперативного изменения режима работы СК без учета добывных возможностей обоих пластов. Регулируется только за счет типоразмера УШГН
	Отсутствие возможности исследования нижнего пласта	Возможность внедрения на кустовых скважинах в стесненных условиях	Отсутствие возможности исследования нижнего пласта

Выбор схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов на Николо-Березовской площади осуществляется в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны. На скважины №№ 982, 1569, 2709 рекомендуется внедрить однолифтовые УОРЭ, схема оборудования поставки ООО «СП-БАРС» (г.Альметьевск) (см. рисунок 2.18) ввиду невозможности внедрения двухлифтовой УОРЭ, которая может быть внедрена только при диаметре эксплуатационной колонны, равном 168 мм. Также однолифтовая УОРЭ характеризуется более низкой стоимостью по сравнению с двухлифтовой.

Рекомендуется расширить внедрение оборудования для одновременно-раздельной добычи данного типа в скважины Николо-Березовской площади с целью решения проблемы разукрупнения объектов, вовлечения в разработку промежуточных пластов, обеспечения глубокой выработки запасов, увеличения добычи нефти. Кроме того, возможно снижение затрат на обустройство Николо-Березовской площади и снижение потребности в добывающем оборудовании.

2.7 Рекомендации по дальнейшему внедрению ОРЭ Николо-Березовской площади Арланского месторождения

Разработка Николо-Березовской площади Арланского нефтяного месторождения с точки зрения выработки запасов нефти отличается сложностью, которая связана с рядом особенностей:

1) Наличие в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов.

2) Резкая зональная неоднородность. Отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10-15 % площади.

3) Высокая вязкость нефти в пластовых условиях.

В настоящее время на Николо-Березовской площади, находящейся на завершающей стадии разработки, для увеличения нефтеотдачи пластов и добычи нефти необходимо применять прогрессивные методы и технологии добычи нефти, одной из которых является одновременно-раздельная эксплуатация.

На Николо-Березовской площади Арланского месторождения нефтеносными являются пласты песчаников ТТНК (елховский, радаевский, бобриковский, тульский и алексинский горизонты визейского яруса), карбонаты турнейского яруса, верейского, каширского и подольского горизонтов московского яруса среднего карбона. Продуктивные пласты ТТНК Николо-Березовской площади обладают сравнительно хорошими емкостно-фильтрационными свойствами, их можно отнести к категории высокопродуктивных коллекторов, а также характеризуются небольшими значениями эффективной нефтенасыщенной толщины. Таким образом, коллекторские свойства пластов ТТНК по данным геофизических исследований изменяются в широких пределах, что говорит о неоднородности фильтрационных свойств. Пласт СVI на Николо-Березовской площади является основным нефтесодержащим пластом нижнего карбона.

По данным о составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов Николо-Березовской площади можно сделать вывод, что разгазированная нефть основного объекта (ТТНК) тяжелая, высокосмолистая, вязкая, сернистая, парафинистая, с низким выходом светлых фракций.

Анализ текущего состояния разработки позволяет сделать вывод, что по состоянию на 1.01.2012 г. Николо-Березовская площадь находится на заключительной стадии разработки и характеризуется отрицательной динамикой добычи нефти, уменьшением КИН, увеличением добычи жидкости и обводненности добываемой продукции. Большинство остаточных запасов являются трудноизвлекаемыми, в указанных условиях важнейшей задачей, является повышение конечной нефтеотдачи пластов, за счет активного внедрения методов увеличения нефтеотдачи и воздействия на ПЗП.

Одним из перспективных направлений в области совершенствования технологии разработки являются системы совместной разработки нескольких эксплуатационных объектов (пластов) методом одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) с использованием специального оборудования. Раздельная добыча из продуктивных пластов с различающимися фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) является в настоящее время одной из главных задач процесса нефтедобычи. Важность данной проблемы определяется еще и тем, что все большую долю в структуре остаточных запасов занимают залежи нефти с трудноизвлекаемыми запасами, характеризующиеся пониженной проницаемостью и высоким уровнем неоднородности коллектора.

Большинство скважин Николо-Березовской площади Арланского месторождения, находящиеся длительное время в эксплуатации, не до конца выполнили свое назначение, и хотя эксплуатация многих из них из-за высокой обводненности является низкорентабельной, для достижения проектных значений КИН их необходимо эксплуатировать. Однако, для повышения рентабельности скважины, в том числе для минимизации влияния осложняющих условий, целесообразно подключить к ней менее продуктивные, но и менее обводненные пласты.

На Николо-Березовской площади действующий фонд добывающих скважин на 1.01.2012 г. составляет 911 скважин. Фонд скважин, оборудованных ОРЭ, в целом по Арланскому месторождению составляет 7 скважин. Пять установок поставки ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш», две установки конструкции ООО «СП-БАРС». На Николо-Березовской площади с 2009 г. были внедрены две установки ОРЭ на скважинах № 2984 (ООО «СП-БАРС») - дата внедрения 30.03.09 г., № 517 (ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш») - дата внедрения 16.09.10 г.

За 2011 гг. на Николо-Березовской площади было произведено 38 подземных ремонтов. Рассмотрены также основные причины ремонтов двух скважин Николо-Березовской площади, оборудованных установками ОРЭ (УОРЭ).

23.06.2010 г. на скважине №2984 Николо-Березовской площади, оборудованной УОРЭ, произошёл отказ УЭЦН по причине снижения изоляции погружного электродвигателя. Наработка составила 380 суток.

Таким образом, имеются некоторые осложнения при эксплуатации скважины № 2984, оборудованной УОРЭ. Комплект оборудования не позволяет производить раздельный отбор проб и замер дебита жидкости без остановки одного из насосов. Отсутствие резервных комплектующих приводит к простою оборудования для ОРД. При отказе УЭЦН приходится выполнять ПРС в два цикла. При ПРС подъём ГНО осуществляется с изливом жидкости.

20.12.2011 г. на скважине № 517 Николо-Березовской площади, оборудованной УОРЭ, произошел отказ ШГН из-за отсутствия подачи. Таким образом, остаются некоторые проблемные вопросы при эксплуатации скважины № 517, оборудованной УОРЭ. При необходимости подъёма УЭЦН требуется срыв и подъём пакера П-ЭГМ, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонта скважины. При подъёме штангового насоса, электроцентробежный насос будет вынуждено простаивать, что приведёт к потерям в добыче нефти. Отсутствие резервных комплектующих может привести к простою оборудования в 2012 году.

Таким образом, выяснено, что при эксплуатации скважин Николо-Березовской площади основной причиной выхода из строя является обрывность штанговой колонны. Наиболее частые осложняющие факторы, возникающие при эксплуатации скважин механизированного фонда Николо-Березовской площади Арланского месторождения, - это солеобразование, коррозия оборудования, а также наличие стойких эмульсий.

Рассмотрено оборудование, применяемое на этих скважинах. На скважине №2984 Николо-Березовской площади Арланского месторождения внедрена однолифтовая УОРЭ, схема оборудования поставки ООО «СП-БАРС» (г.Альметьевск). На скважине №517 Николо-Березовской площади Арланского месторождения внедрена однолифтовая УОРЭ, оборудование поставки ООО «ТД «Элкам-Нефтемаш» (г.Пермь). Таким образом, можно отметить, что на обеих скважинах Николо-Березовской площади, оборудованных УОРЭ, используется схема оборудования ШГН + ЭЦН.

Сравнивая эксплуатацию скважины № 2984 до и после внедрения УОРЭ видно, что после внедрения оборудования ОРЭ средний дебит скважины вырос: по нефти с 0,6 т/сут до 1,8 т/сут или на 1,2 т/сут, по жидкости с 34 м3/сут до 59,1м3/сут, а обводненность незначительно снизилась - с 98 до 97 %.

Сравнивая эксплуатацию скважины № 517 до и после внедрения УОРЭ видно, что после внедрения оборудования ОРЭ средний дебит скважины вырос: по нефти с 4,2 т/сут до 9,58 т/сут или на 5,38 т/сут (планируемый прирост ожидался 4,5 т/сут), по жидкости с 120 м3/сут до 133,4 м3/сут, а обводненность снизилась - с 96,1 до 93 %.

Таким образом, внедрение оборудования для ОРЭ на скважине № 2984 даёт положительный результат. После проведения мероприятия возрастает годовой объём добычи нефти на 390 тонн, снижается себестоимость добычи нефти. Внедрение оборудования для ОРЭ на скважине № 517 также технологически эффективно. После проведения мероприятия возрастает годовой объём добычи нефти на 1570 тонн.

Учитывая положительный эффект внедрения УОРЭ на скважинах Николо-Березовской площади, осуществлен анализ и подбор скважин для внедрения ОРЭ, а также обоснование и выбор схемы оборудования.

Для повышения эффективности внедрения УОРЭ был проанализирован фонд скважин Николо-Березовской площади на предмет возможности одновременно-раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

В результате проведенного анализа были подобраны и рекомендованы три скважины №№ 982,1569, 2709 для внедрения оборудования одновременно-раздельной эксплуатации пластов на Николо-Березовской площади. Параметры работы рекомендуемых скважин подходят по критериям применимости УОРЭ.

Предлагается произвести приобретение оборудования для ОРЭ (ЭЦН+ШГН) имеющего конструкцию глубинно-насосного оборудования, аналогичную конструкции ООО «СП-БАРС» и укомплектованную полыми штангами для осуществления раздельного учёта добываемой продукции без остановки одного из насосов. Использование такого оборудования позволит сократить затраты на ремонт скважин и исключить потери в добыче нефти в результате простоя одного из насосов.

В результате модернизации ООО «СП-БАРС» конструкции установки для ОРЭ (ЭЦН+ШГН) - исключение манжетного крепления штангового насоса - существенным образом повысилась наработка на отказ ШГН и комплекта оборудования в целом.

Для предотвращения срыва подачи насоса и последующего выхода его из строя, рекомендуется на всех скважинах с УОРЭ внедрять глубинный манометр для контроля за работой нижнего горизонта, работа верхнего горизонта контролируется по средствам отбивки уровня по затрубному пространству.

С экономической точки зрения внедрение однолифтовой УОРЭ выглядит более привлекательно в связи с меньшими затратами (в двухлифтовой УОРЭ необходимо внедрение второй колонны штанг, НКТ, дополнительного СК, более значительные энергозатраты).

Основными параметрами, необходимыми для внедрения установок и регулирования работы добывающих скважин, оборудованных установками для ОРЭ, являются дебит, обводненность и забойное давление по каждому эксплуатируемому объекту. В двухлифтовой установке дебит и обводненность обоих объектов замеряются, а забойное давление нижнего пласта, находящегося под пакером, не измеряется. В однолифтовой установке прямым замером не измеряется ни один параметр нижнего пласта, что является одним из главных недостатком данных УОРЭ. Однако, следует отметить, что применение двухлифтовой ОРЭ ограничено диаметром эксплуатационной колонны.

Таким образом, можно отметить, что одновременно-раздельная эксплуатация позволяет:

1) Вовлечь в разработку ранее не работающие интервалы, регулировать выработку запасов нефти по каждому продуктивному пласту в отдельности.

2) Увеличить коэффициент нефтеотдачи.

3) Увеличить дебит скважин.

4) Уменьшить срок разработки Николо-Березовской площади.

5) Сократить капитальные вложения на бурение скважин.

Рекомендуется расширить внедрение оборудования для одновременно-раздельной добычи данного типа в скважины Николо-Березовской площади с целью решения проблемы разукрупнения объектов, вовлечения в разработку промежуточных пластов, обеспечения лучшей выработки запасов, увеличения добычи нефти.



3. Расчетный раздел

3.1 Расчет и подбор оборудования для раздельной эксплуатации пластов на Николо-Березовской площади

Расчет и подбор оборудования производится для скважины № 982, работающий горизонт - ТТНК СIV, потенциальный горизонт для приобщения - ТТНК СVI. Ввиду того, что предлагается внедрение однолифтовой УОРЭ, берутся осредненные показатели, характеризующие физические свойства флюидов и режим работы скважины. Исходные данные, характеризующие режим работы скважины, приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные

Параметры	Пласт СIV / СVI
Дебит по жидкости, м3/сут	21,4
Обводненность, %	91
Давление на устье скважины, МПа	0,7
Давление на забое скважины, МПа	8,5
Пластовое давление, МПа	12
Пластовая температура, К	297
Глубина скважины, м	1453
Плотность дегазированной нефти, кг/м3	903
Плотность пластовой нефти, кг/м3	882
Давление насыщения, МПа	6,65
Газовый фактор, м3/т	17,2
Плотность газа, кг/м3	0,85
Относительная по воздуху плотность газа	0,7
Плотность воды, кг/м3	1160
Динамическая вязкость нефти, мПа·с	28,6
Молярная доля азота в попутном газе однократного разгазирования нефти	0,05
Молярная доля метана в попутном газе однократного разгазирования нефти	0,44
Объемный коэффициент нефти	1,059
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	0,13
Внутренний диаметр колонны НКТ, м	0,062
Средний диаметр штанг, м	0,021



На рассматриваемой скважине предлагается внедрение однолифтовой УОРЭ по схеме ЭЦН+ШГН. Вначале осуществим подбор ШСНУ, а затем УЭЦН.

Расчёт распределения температуры и давления по колонне НКТ.

Для определения распределения давления в колонне НКТ, где течение происходит в кольцевых каналах, образуемых колонной НКТ и колонной насосных штанг, воспользуемся методом П. Баксендела [12]. Расчет производим «сверху-вниз».

1. Принимаем величину шага изменения давления

?Р = 0,1•Рнас , (3.1.1)

где Рнас - давление насыщения, МПа.

?Р = 0,1•6,65= 0,67 МПа

и определяем общее число шагов по формуле:

N = (Рнас - Ру) / ?Р, (3.1.2)

где Ру - устьевое давление, МПа.

N = (6,65 - 0,7) / 0,67 = 9.

Соответственно задаваемые давления будут:

, (3.1.3)

а их общее число n=N+1=9+1=10.

,

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

2. Рассчитываем температурный градиент потока:

, (3.1.4)

где щ - средний геотермический градиент скважины, К/м;

Qж - дебит скважины по жидкости, м3/с;

Dт (Dэкв) - диаметр кольцевого канала, образованного колонной НКТ и колонной насосных штанг;

, (3.1.5)

, (3.1.6)

где Lс - глубина скважины, м.

.

3. Определяем температуру потока на устье скважины:

Т у = Тпл-щп•Lс , (3.1.7)

где Тпл - пластовая температура, °С.

Ту = 297 - 0,015 •1453 = 275,2 К.

4. Вычисляем по формуле:

, (3.1.8)

где Р - расчетное давление, МПа;

Рпл - пластовое давление, МПа.

температуру потока, соответствующую заданным давлениям, например:

Т1 = Ту=275,2 К,

.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

5. Рассчитываем физические параметры, соответствующие заданным давлениям.

Определим текущее равновесное давление насыщения при

(3.1.9)

где Г - газосодержание, м3/т;

ус1, уа - молярное содержание метана и азота в газе, д.ед.

.

Удельный объем выделенного газа, приведённого к нормальным условиям

, (3.1.10)

где, (3.1.11)

;

, (3.1.12)

где Т - текущая температура, °С;

снд - плотность дегазированной нефти, кг/м3;

- относительная по воздуху плотность газа, д.ед.;

;

, (3.1.13)

;

;

Остаточная газонасыщенность нефти в период её разгазирования

(3.1.14)

.

Определение относительной плотности выделившегося газа

, (3.1.15)

где (3.1.16)

(3.1.17)



Определяем относительную плотность растворённого газа, остающегося в нефти при данных условиях её разгазирования

(3.1.18)

Рассчитываем объемный коэффициент, предварительно определив удельное приращение объема нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности и температурного коэффициента объемного расширения дегазированной нефти :

(3.1.20) , (3.1.21)

1/градус

(3.1.22)

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

Вычисляем коэффициент сжимаемости газа, предварительно определив приведенные параметры газа. Например, для термодинамических условий сечения, где Р=0,7 МПа, Т=275,2 К:

; (3.1.23)

; (3.1.24)

где ; (3.1.25)

;

;

при 0 ? Рпр? 1,45 и 1,05? Тпр< 1,17

, (3.1.26)

.

при 1,45 ? Рпр? 4 и 1,05? Тпр< 1,17

(3.1.27)

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

6. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях:

, (3.1.28)

где вн - объемный коэффициент нефти, д.ед.;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, д.ед.;

Т0 - стандартная температура, °С;

вв - обводненность, д.ед.

Например, при термодинамических условиях устья скважины Ру=0,7 МПа, Ту=275,2 К удельный объем будет:

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

7. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях:

, (3.1.29)

где сво - плотность пластовой воды, кг/м3.

Аналогично считаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

8. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Ру, Ту):

, (3.1.30)

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

9. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула Щурова):

, (3.1.31)

10. Рассчитываем градиент давления в точках с заданными давлениями, меньше чем рнас:

. (3.1.32)

Например, градиент в точке, соответствующей давлению на устье, будет

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

11. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении трубы, где р ? рнас

, (3.1.33)

Учитывая, что при Р>Рнас объёмный коэффициент нефти, как и все прочие физические параметры, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной по всём интервале однофазного потока.

12. Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока жидкости при Р=6,69МПа:

, (3.1.34)

где мж - динамическая вязкость жидкости, мПа·С.

13.Определяем коэффициент гидравлического трения потока по формуле:

(3.1.35)

14. Рассчитаем градиенты давления в сечениях, где р ? рнас:

(3.1.36)

при Р = 6,69 МПа

15. Вычисляем величины.

Результаты расчета заносим в таблицу 3.2.

16. Численно интегрируем зависимость dH/dP=f(P),последовательно определяя положение сечений с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока по формуле:

. (3.1.37)

Например:

Р1 = Р у= 0,7 МПа; Н = 0;

Р2 = 1,37 МПа; Н=(8,5-0,7)·(109,2+97,2)/2·10=89,4 м;

Р3=2,03 МПа; Н=(8,5-0,7)·[(109,2+93,3)/2+97,2]/10=240,40 м и т. д.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.2.

Из результатов интегрирования следует, что расчётный участок, по которому движется газожидкостный поток, составляет Lгжс = 819 м.

17. По результатам расчета (см. таблицу 3.2) строим кривую распределения давления в рассматриваемой скважине (рисунок 3.1, кривая 1).

Для определения распределения давления в колонне НКТ, где течение происходит в трубах круглого сечения (), используется методика Поэтмана-Карпентера. [12, стр.105]. Данный метод расчета имеет в своей основе те же принципы, что и метод П.Баксендела. Расчет производим «снизу-вверх».

1. Принимаем величину шага изменения давления по формуле (3.1.1)

?Р = 0,1•8,5 = 0,85 МПа;

и определяем общее число шагов по формуле (3.1.2):

N = (8,5 - 2,0) / 0,85 = 8.

их общее число n=N+1=8+1=9.

и т.д.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

2. Рассчитываем температурный градиент потока по формуле (3.1.4)

3. Определяем температуру потока на устье скважины по формуле (3.1.7)

Ту = 297 - 0,015 •1453 = 275,2 К.

Аналогично считаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

4. Вычисляем температуру потока, соответствующую данным давлениям по формуле (3.1.8)

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

5. Рассчитываем физические параметры, соответствующие заданным давлениям.

Определим текущее равновесное давление насыщения при по формуле (3.1.9)

.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

Удельный объем выделенного газа приведённого к нормальным условиям рассчитывается по формуле (3.1.10) с учетом (3.1.11)- (3.1.13)

;

;

;

.

Остаточная газонасыщенность нефти в период её разгазирования вычисляется по формуле (3.1.14)

.

Определение относительной плотности выделившегося газа по формуле (3.1.15) с учетом (3.1.16)- (3.1.17)

.

Определяем относительную плотность растворённого газа, остающегося в нефти при данных условиях её разгазирования по формуле (3.1.18)

Рассчитываем объемный коэффициент по формуле (3.1.22), предварительно определив удельное приращение объема нефти за счёт единичного изменения её газонасыщенности и температурного коэффициента объемного расширения дегазированной нефти по формулам (3.1.20) и (3.1.21) соответственно.

1/градус

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

Вычисляем коэффициент сжимаемости газа по формуле (3.1.26) и (3.1.27), предварительно определив приведенные параметры газа по формулам (3.1.23) - (3.1.25). Для термодинамических условий сечения, где Р=8,5 МПа, Т=297 К:

;

;

при 1,45 ? Рпр? 4 и 1,05? Тпр< 1,37

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

6. Вычисляем удельный объем газожидкостной смеси при соответствующих термодинамических условиях по формуле (3.1.28)

Например, при термодинамических условиях Р = 8,5 МПа, Т = 297 К:

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

7. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях по формуле (3.1.29)

8. Рассчитываем идеальную плотность газожидкостной смеси (Ру, Ту) по формуле (3.1.30)

9. Определяем корреляционный коэффициент необратимых потерь давления (формула Щурова) по формуле (3.1.31)

10. Рассчитываем градиент давления по формуле (3.1.32)

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

11. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении трубы, где р ? рнас по формуле (3.1.33)

Учитывая, что при Р>Рнас объёмный коэффициент нефти, меняется незначительно, принимаем полученную скорость постоянной.

12. Вычисляем число Рейнольдса однофазного потока жидкости по формуле (3.1.34):

13.Определяем коэффициент гидравлического трения потока по формуле:

14. Рассчитаем градиенты давления в сечениях, где р ? рнас по формуле (3.1.36) при Р=8,5 МПа

15. Вычисляем величины.

16. Численно интегрируем зависимость dH/dP=f(P),последовательно определяя положение сечений с термодинамическими условиями газожидкостного потока по формуле (3.1.37). Например: Р1 = 8,5 МПа; Н = 1453 м.

Аналогично рассчитаем для остальных значений и заносим в таблицу 3.3.

Рисунок 3.1 - Распределение давления в стволе скважины № 982

Таблица 3.2 - Результаты расчета распределения давления по методу Баксендела

P, МПа	Т, К	Р нас.т, МПа	R(Р)	m(Т)	Д(Т)	Vгв(Р,Т), м3/т	Vгр(Р,Т), м3/т	a	U	сгв(Р,Т)	сгр(Р,Т)	лт	бн , 1/градус	вн
0,70	275,2	6,58	-0,54	1,08	-1,906	18,8	0,18	0,903907	-170,468	0,33	31,33	0,0359	0,0007	1,001
1,37	277,1	6,59	-0,38	1,08	-1,910	15,3	3,26	0,913941	-170,468	0,29	2,27	0,0036	0,0007	1,002
2,03	278,9	6,60	-0,28	1,07	-1,913	12,3	6,08	0,923975	-170,468	0,28	1,39	0,0026	0,0007	1,003
2,70	280,8	6,62	-0,21	1,06	-1,917	9,8	8,43	0,934009	-170,468	0,28	1,09	0,0023	0,0007	1,007
3,36	282,6	6,63	-0,16	1,05	-1,921	7,6	10,42	0,944043	-170,468	0,28	0,94	0,0022	0,0007	1,011
4,03	284,5	6,64	-0,12	1,04	-1,924	5,8	12,14	0,954077	-170,468	0,29	0,85	0,0021	0,0007	1,014
4,69	286,4	6,65	-0,08	1,03	-1,928	4,1	13,66	0,964111	-170,468	0,29	0,79	0,0020	0,0007	1,018
5,36	288,2	6,67	-0,05	1,02	-1,931	2,6	15,00	0,974146	-170,468	0,30	0,75	0,0019	0,0007	1,021
6,02	290,1	6,68	-0,02	1,01	-1,935	0,0	17,44	0,98418	-170,468	0,31	0,69	0,0019	0,0007	1,025
6,69	291,93	6,69	0,00	1,01	-1,938	0,0	17,29	0,994214	-170,468	0,32	0,70	0,0019	0,0007	1,026

P, МПа	Pпр	Tпр	z	Vсм, м3/м3	Мсм, кг/м3	ссм, кг/м3	f	dР/dH, МПа/м	wпр	Re	л	dH/dP, м/МПа	H, м
0,70	0,153	1,266	0,968	13,739	12643,93	920,3	0,2154	9,155	-	-	-	109,23	0,00
1,37	0,297	1,274	0,946	12,185	12643,93	1037,6	0,2154	10,292	-	-	-	97,17	89,44
2,03	0,442	1,283	0,932	11,690	12643,93	1081,6	0,2154	10,719	-	-	-	93,30	171,97
2,70	0,587	1,292	0,929	11,465	12643,93	1102,8	0,2154	10,925	-	-	-	91,54	277,46
3,36	0,732	1,300	0,939	11,343	12643,93	1114,7	0,2154	11,040	-	-	-	90,58	368,58
4,03	0,877	1,309	0,963	11,269	12643,93	1122,0	0,2154	11,111	-	-	-	90,00	458,91
4,69	1,022	1,317	2,288	11,338	12643,93	1115,2	0,2154	11,045	-	-	-	90,54	549,14
5,36	1,167	1,326	1,866	11,227	12643,93	1126,2	0,2154	11,152	-	-	-	89,67	639,31
6,02	1,312	1,334	1,576	11,137	12643,93	1135,3	0,0693	11,146	-	-	-	89,72	729,00
6,69	1,457	1,343	1,369	11,138	12643,93	1135,3	0,0693	11,145	0,093	133,4072	0,069314	89,73	818,72

Таблица 3.3 - Результаты расчета распределения давления по методу Поэтмана-Карпентера

P,МПа	Т, К	Р нас.т, МПа	R(Р)	m(Т)	Д(Т)	Vгв(Р,Т), м3/т	Vгр(Р,Т), м3/т	a	U	сгв(Р,Т)	сгр(Р,Т)	лт	бн , 1/градус	вн
8,5	297,0	6,72	0,06	0,98	-1,948	0,0	16,87	1,0216	-170,468	0,34	0,72	0,0019	0,0007	1,029
7,65	294,6	6,71	0,03	0,99	-1,944	0,0	17,07	1,008774	-170,468	0,33	0,71	0,0019	0,0007	1,028
6,80	292,2	6,69	0,00	1,00	-1,939	-0,2	17,46	0,995949	-170,468	0,32	0,69	0,0019	0,0007	1,027
5,95	289,9	6,68	-0,03	1,01	-1,935	1,4	16,08	0,983123	-170,468	0,31	0,72	0,0019	0,0007	1,023
5,10	287,5	6,66	-0,06	1,03	-1,930	3,1	14,50	0,970298	-170,468	0,30	0,76	0,0020	0,0007	1,020
4,25	285,1	6,64	-0,11	1,04	-1,925	5,2	12,68	0,957472	-170,468	0,29	0,83	0,0020	0,0007	1,016
3,40	282,7	6,63	-0,16	1,05	-1,921	7,5	10,53	0,944647	-170,468	0,28	0,93	0,0021	0,0007	1,011
2,55	280,4	6,61	-0,23	1,06	-1,916	10,3	7,95	0,931821	-170,468	0,28	1,14	0,0024	0,0007	1,006
1,70	278,0	6,60	-0,32	1,07	-1,912	13,7	4,75	0,918996	-170,468	0,28	1,68	0,0030	0,0007	1,001

P, МПа	Pпр	Tпр	z	Vсм, м3/м3	Мсм, кг/м3	ссм, кг/м3	f	dР/dH, МПа/м	wпр	Re	л	dH/dP, м/МПа	H, м
8,5	1,852	1,366	1,165	11,140	12643,93	1135,0	0,6245	29,598	0,082	178,5936	0,0654	33,79	1453
7,65	1,667	1,355	1,298	11,139	12643,93	1135,1	0,6245	29,597	0,082	178,5936	0,0654	33,79	1425,55
6,80	1,482	1,344	1,339	11,133	12643,93	1135,7	0,6245	11,296	-	-	-	88,53	1369,52
5,95	1,297	1,333	1,602	11,160	12643,93	1133,0	0,6245	11,269	-	-	-	88,74	1280,91
5,10	1,111	1,322	1,036	11,198	12643,93	1129,1	0,6245	11,232	-	-	-	89,03	1192,05
4,25	0,926	1,312	0,974	11,250	12643,93	1123,9	0,6245	11,181	-	-	-	89,44	1102,86
3,40	0,741	1,301	0,940	11,337	12643,93	1115,2	0,6245	11,098	-	-	-	90,11	1013,15
2,55	0,556	1,290	0,929	11,502	12643,93	1099,3	0,6245	10,943	-	-	-	91,38	822,53

Результаты расчета приведены в таблице 3.3. Кривая распределения давления представлена на рисунке 3.1, кривая 2.

Выбор компоновки ШСНУ

Определение глубины спуска насоса.

Для этого определяем давление на приёме насоса графическим методом (рисунок 3.1) - Рпн =2,55 МПа.

Графическим методом по рисунку 3.1 определяем глубину спуска насоса Lсн = 825 м.

Определение расхода газожидкостной смеси при давлении Рпн =2,55 МПа.

Для этого найдем:

а) количество растворенного в нефти газа Го (Р):

, (3.1.39)

где Го (Рнас) - количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлении насыщения Рнас, приведенное к нормальным условиям, м3/м3;

Р, Р0 - соответственно текущее и атмосферное давления, МПа;

с - эмпирический коэффициент, значение которого для дальнейших расчетов принимаем равным с1=с2=0,5.

Объемные коэффициенты нефти bн (Р) и жидкости bж (Р) рассчитывают по следующим формулам:

, (3.1.40)

, (3.1.41)



где bн, bж (Р) - объемный коэффициент нефти при р=рнас и воды соответственно. В дальнейших расчетах принимаем, что bв (Р) =1.

Дебит дегазированной нефти, м3/с

, (3.1.42)

расход жидкости, м3/с

, (3.1.43)

расход свободного газа, м3/м3

, (3.1.44)

где То=273 К;

Тскв - средняя температура в стволе скважины, К;

z - коэффициент сверхсжимаемости газа, величину которого в дальнейших расчетах принимаем равной 1;

расход газожидкостной смеси, м3/м3

. (3.1.45)

Подставляем значения и получаем:

;

;

;

;

;

;

.

2. Выбираем диаметр скважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина [12], стр. 264, рис. VIII.4:

при Qсм(2,55)=22 м3/сут, Lн = 825 м (Lн выбирается по кривым распределения давления в стволе скважины - рисунок 3.1) выбираем насос диаметром Dпл=32 мм.

3. Тип скважинного насоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа и песка, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса. Вязкость откачиваемой жидкости до 60 мПа•с, содержание механических примесей не более 0,05% по объему.

Учитывая, что насос будет спущен на значительную глубину, выбираем насос НВ2Б-32 с группой посадки fit-4 и приемными клапанами увеличенного типоразмера.

4. Выбираем колонну насосно-компрессорных труб [12], стр. 188, табл. 9.3.

При откачке высоковязкой жидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условным диаметром на 1-2 размера большим, чем рекомендуемый в [12], стр. 188, табл. 9.4. С учетом этого выбираем НКТ с условным диаметром 73 мм.

По условному диаметру Dт=73 мм определяем наружный диаметр - Dтн=73,0 мм, внутренний - 62 мм, толщина стенки д=5,0 мм, площадь сечения тела трубы по металлу f`тр=30,2 см2, группа прочности стали К.

Расчет коэффициента сепарации газа у приема насоса

Коэффициент сепарации газа у приема ШСН определяем по приближенной формуле:

, (3.1.45)

где - относительная скорость движения газа на участке приема насоса.

. (3.1.46)

Вследствие сепарации части свободного газа у приема насоса, изменяется газовый фактор жидкости, поступающей в насос и НКТ (так называемый трубный газовый фактор), который определяем по формуле:

. (3.1.47)

Предполагая состав газа неизменным, скорректированное значение давления насыщения Рнас, соответствующие «трубному» газовому фактору, определяем по следующей формуле:

. (3.1.48)



Рассчитаем расход свободного газа Vгв (Рпн) и газожидкостной смеси Qсм (Рпн), поступающих в насос, то есть с учетом коэффициента сепарации:

; (3.1.49)

. (3.1.50)

Так как В > 0,5, то =0,02 м/с.

;

;

;

.

Определение давления на выходе насоса

Давление на глубине спуска Lн, определяемое по кривой распределения давления в скважине, принимаем за давление на выходе насоса.

Так как Рвн> Рнас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует.

; (3.1.51)

; (3.1.52)

; (3.1.53)

; (3.1.54)

; (3.1.55)

. (3.1.56)

LH = 825 м, Рвн=6,6 МПа.

Рвн> Рнас, следовательно свободный газ в продукции отсутствует:

;

;

;

;

.

Определение потерь давления в клапанных узлах

Расходы газожидкостной смеси через всасывающий и нагнетательный клапаны равны:

; (3.1.57)

; (3.1.58)

Определяем максимальную скорость движения продукции в отверстии седла клапана с учетом неравномерности движения плунжера и соответствующее этой скорости число Рейнольдса Reкл:



; (3.1.59)

. (3.1.60)

Перепад давления в клапане рассчитываем по формуле:

, (3.1.61)

где жд - плотность дегазированной жидкости, кг/м3;

, (3.1.62)

где в - плотность пластовой воды, кг/м3;

нд - плотность дегазированной нефти, кг/м3;

;

.

Диаметр отверстий в седле клапанов выбираем по [12], стр. 192, табл. 9.5 с проходным сечением:

d'кл.вс=14 мм, d'кл.н=14 мм.

В качестве кинематической вязкости жидкости выбираем вязкость того из компонентов, содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее, то есть:



;

;

;

;

По графикам Степановой [12], стр. 192, рис. 9.3, кривая 1 определяем коэффициент расхода клапана в зависимости от числа Рейнольдса:

;

;

.

Рассчитываем давление в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:

;

Расчет утечек в зазоре плунжерной пары

Утечки в зазоре плунжерной пары нового насоса рассчитываем по формуле А.М. Пирвердяна [12], стр. 193:



, (3.1.63)

где - длина плунжера (для серийных насосов =1,2 м);

- зазор между плунжером и цилиндром при их концентричном расположении (для группы посадки fit-4 =0,050 мм);

Сэ - относительный эксцентриситет между их центрами к величине (0Сэ1); принимаем Сэ=0,5;

= =1,9210 -6 м2/с.

Проверка характера течения в зазоре:

. (3.1.64)

Если , то режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

;

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

Расчет коэффициента наполнения скважинного насоса

Коэффициент наполнения рассчитываем по формуле:

, (3.1.65)



предварительно определив по формуле:

. (3.1.66)

;

.

Расчет коэффициента усадки нефти

Коэффициент , учитывающий уменьшение объема нефти при снижении давления в сепарирующем устройстве за счет выделения растворенного газа, рассчитываем по формуле:

. (3.1.67)

Расчет требуемой подачи насоса и скорости откачки

Подача насоса Wнас для обеспечения запланированного отбора жидкости при коэффициенте наполнения определяется по формуле:

. (3.1.68)

С другой стороны, требуемая подача насоса равна

, (3.1.69)



где Fпл, Sпл, N - соответственно площадь поперечного сечения плунжера, м2; длина его хода, м; число двойных ходов, с-1.

При известном диаметре насоса необходимую скорость откачки определяют по формуле

. (3.1.70)

;

при Dпл=32 мм и Fпл=8,0410-4 м2 получаем:

.

Выбор конструкции штанговой колонны

Конструирование штанговой колонны предполагает выбор марки материала штанг, определение необходимого числа ступеней, диаметра и длины штанг каждой ступени. Выбранная конструкция колонны должна обеспечить безаварийную работу насосной установки с запланированной подачей и при минимальных затратах.

При эксплуатации насоса диаметром 32 мм применяется двухступенчатая колонна штанг диаметром 22 мм, диаметром 19 мм, при глубине спуска 825 м длины ступеней 475 м и 350 м, соответственно [12]. Таким образом, для насоса диаметром 32 мм и глубиной спуска 825 м выбираем двухступенчатую колонну штаг диаметром dшт1=22 мм и dшт2=19 мм, соотношением длин ступеней l1:l2=58:42.

Расчет потерь хода плунжера и длины хода полированного штока



Определяем частоту вращения вала кривошипа и параметр динамического подобия :

; (3.1.71)

, (3.1.72)

где n - число качаний головки балансира, мин-1;

а = 4900 м/с - скорость звука в двухступенчатой штанговой колонне;

- частота вращения вала кривошипа, с-1;

Lн - глубина спуска насоса, м.

Если <0,3, следовательно, режим откачки статический и потери хода плунжера рассчитываем по формулам:

; (3.1.73)

, (3.1.74)

где i - доля длины штанг с площадью поперечного сечения fштi в общей длине штанговой колоны Lн;

fтр - площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м2;

Е - модуль упругости материала штанг, Е=2105 МПа.

Для статического режима работы длину хода полированного штока вычисляем по формуле:



; (3.1.75)

. (3.1.76)

Проверяем погрешность, получаемую из-за того, что не учтены динамические процессы. Для этого рассчитываем S по формуле:

. (3.1.77)

Таким образом, по (3.1.71) - (3.1.72) определяем частоту вращения вала кривошипа и параметр динамического подобия :

;

;

Так как <0,3, следовательно, режим откачки статический. Тогда:

;

;

;

;

;

Расхождение расчетных величин составило 0,006 м, следовательно, им можно пренебречь.

Определим коэффициент подачи насосной установки

(3.1.78)



Расчет нагрузок, действующих на штанговую колонну

1. Статические и динамические нагрузки определяют по формулам:

; (3.1.79)

; (3.1.80)

, (3.1.81)

где Карх - коэффициент плавучести штанг, д.ед.

qшт - вес 1 м штанг с муфтой в воздухе, Н;

, (3.1.82)

где - плотность материала штанг, кг/м3,=7850 кг/м3;

- плотность продукции в НКТ, кг/м3.

Для штанг dшт=19 мм вес 1 м штанг с муфтой в воздухе qшт=23,5 Н, для штанг dшт=22 мм вес 1 м штанг с муфтой в воздухе qшт=31,4 Н.

При расчетах динамических нагрузок по формулам Вирновского А.С. принимают:

;

; (3.1.83)

. (3.1.84)

Определяют вибрационную и инерционную нагрузку для хода вниз и вверх по формулам:

; (3.1.85)

. (3.1.86)

Выбирают по справочным данным [12] поправочные коэффициенты и рассчитывают уточенные динамические нагрузки по формулам:

; (3.1.87)

. (3.1.88)

Динамическая нагрузка рассчитывается по формуле:

. (3.1.89)

2. Максимальную и минимальную нагрузки определяют по следующим формулам:

; (3.1.90)

. (3.1.91)

3. Определяют силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитывают по формуле:



, (3.1.92)

где Сшт - коэффициент трения штанг о трубы, д.ед.;

бmax - угол отклонения скважины от вертикали, рад.;

, (3.1.93)

, (3.1.94)

где dшт - диаметр штанговой колонны, м;

. (3.1.95)

По следующим формулам производят предварительный расчет А1, В1 и U:

; (3.1.96)

; (3.1.97)

, (3.1.98)

где А1, В1 - числовые коэффициенты, зависящие от размеров кольцевого сечения между штангами и подъемными трубами; знак “+” - соответствует ходу штанг вверх; знак “-” - соответствует ходу штанг вниз.

Сила трения плунжера в цилиндре может быть приблизительно оценена по формуле:



, (3.1.99)

где Dпл - диаметр плунжера, м;

д - зазор между плунжером и цилиндром, м.

Сила гидравлического сопротивления в клапане:

, (3.1.100)

где Fпл - площадь поперечного сечения плунжера, м2;

1. Таким образом, определяем статические и динамические нагрузки:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

для Dпл=32 мм: поправочные коэффициенты Кдин.в=0,89; Кдин.н=0,84;

;

.

2. Определяем максимальную и минимальную нагрузки:

;

.

3. Определяем силы сопротивления. По рекомендациям Троицкого В.М. [12] принято , тогда

Для штанговой колоны:

;

;

;

;

;

;

;

.

Расчеты показывают, что силы механических сопротивлений больше гидравлических, что, в свою очередь, связано с влиянием интенсивного искривления горизонтальной скважины.

;

;

;

Расчет напряжений в штангах

Рассчитываем приведенные напряжения в точке подвеса штанг:

1. Максимальное напряжение цикла:

, (3.1.101)

где fшт.i - площадь сечения ступеней колонны штанг, м2.

2. Минимальное напряжение цикла:

. (3.1.102)

3. Амплитудное и среднее напряжения:

; (3.1.103)

. (3.1.104)

4. Приведенное напряжение цикла определяют

- по формуле Одинга И.А.:



; (3.1.105)

- по формуле Марковца М.П.:

; (3.1.106)

- по формуле, полученной на основе модифицированной диаграммы Гудмена Д.:

. (3.1.107)

1. Максимальное напряжение цикла:

;

2. Минимальное напряжение цикла:

;

3. Амплитудное и среднее напряжения:

;

;

4. Приведенное напряжение цикла:

;

или ;

или .

Полученное свидетельствует о возможности использовать в качестве материала для штанг сталь марки 40, нормализованную с предельно допускаемым приведенным напряжением [12, с. 213, табл. 9.7].

Расчет крутящего момента на кривошипном валу редуктора

Производим расчет по эмпирической формуле Рамазанова Р.Р.:

. (3.1.108)

Таким образом:

.

Выбор типоразмера станка-качалки

Для Pmax=27,6 кН и Мкр=6,097 кН·м выбираем [12] СК8-3,5-4000, у которого максимальная нагрузка в точке подвеса штанг Pmax=80 кН, наибольший крутящий момент на кривошипном валу редуктора Мкр=40 кН·м, наибольшая длина хода S=3,5 м, число качаний до 15 мин-1, то есть с превышающими паспортными грузоподъемностью и крутящим моментом над расчетными показателями.

Рассчитываем энергетические показатели работы ШСНУ

Определяем полезную мощность по формуле:

, (3.1.109)

;

потери мощности от утечек жидкости:

, (3.1.110)



;

потери мощности в клапанных узлах

, (3.1.111)

Мощности, расходуемые на преодоление механического и гидравлического трения штанг в трубах и трения плунжера в цилиндре, соответственно равны:

, (3.1.112)

;

, (3.1.113)

;

, (3.1.114)

.

Затраты мощности в подземной части установки Iп.ч и КПД подземной части с учетом баланса мощности определяем по формулам:

, (3.1.115)

;

, (3.1.116)

.

В соответствии с рекомендациями в разделе расчет энергетических показателей работы ШСНУ [12], принимаем ; ; тогда:

, (3.1.117)

;

, (3.1.118)

.

Выбираем электродвигатель АОП2-41-4 с номинальной мощностью 4 кВт.

Определяем удельный расход энергии на подъеме жидкости (Ауд.ж и Ауд.ж) и нефти Ауд.н по формулам:

, (3.1.119)

;

, (3.1.120)

;

, (3.1.120)

;

и суточный расход электроэнергии:

, (3.1.121)

.

Произведем подбор оборудования УЭЦН для эксплуатации нижезалегающего пласта СVI.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности [13]:

1. Определяем плотность смеси на участке «забой скважины - прием насоса» с учетом упрощений:

где - плотность сепарированной нефти, кг/м3;

- плотность пластовой воды, кг/м3;

- плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;

Г - текущее объемное газосодержание, д.ед.;

b - обводненность, %.

2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:



где - пластовое давление, МПа;

Q - заданный дебит скважины, м3/сут;

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут·МПа).

3. Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

где Lскв - глубина скважины, м.

4. Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона (например, Г = 0,15):

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0),

где Рнас - давление насыщения, МПа.

5. Определяем глубину подвески насоса:



где Ндин - динамический уровень жидкости, м.

6. Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

где Тпл - пластовая температура, °С;

GТ - температурный градиент, °С/м.

7. Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, д.ед.;

b - объемная обводненность продукции, д.ед.;

Рпр - давление на входе в насос, МПа.

8. Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:



9. Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G - газовый фактор, м3/м3.

10. Определяем газосодержание на входе в насос:

11. Вычисляем расход газа на входе в насос:

12. Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:



где ѓскв - площадь сечения скважины на приеме насоса (площадь кольцевого сечения, образованного внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя), м2.

где D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

d - внешний диаметр ПЭД, м.

13. Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

где Сп -- скорость всплывания газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины, м/с (Сп = 0,02 см/с при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Определяем перепад давления, создаваемый за счет газлифтного эффекта на участке «забой-прием насоса»:



где Рг1 -- перепад давления за счет газлифтного эффекта на участке «забой-прием насоса», МПа.

15. Определяем перепад давления, создаваемый за счет газлифтного эффекта на участке «нагнетание насоса - устье скважины» (величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т. д.):

где

Рбуф - буферное давление, МПа;

Рг2 - перепад давления за счет газлифтного эффекта на участке «нагнетание насоса - устье скважины», МПа.

16. Определяем потребное давление насоса:



17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, к.п.д. и мощность) и в режиме подачи, равной нулю (напор и мощность при работе на закрытую задвижку).

Выбираем насос ЭЦНА30-1250 с подачей 30 м3/сут, КПД 35 %, потребляемой мощностью 9,1+20 кВ, напором 900-1300 м.

18. Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на водогазонефтяной смеси относительно «водяной» характеристики:

где н - эффективная вязкость смеси;

QоВ -- оптимальная подача насоса на воде (т. е. подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристике насоса), м3/сут.

19. Вычисляем коэффициент изменения к.п.д. насоса из-за влияния вязкости:

20. Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:



21. Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:

22. Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

23. Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

где Кс - коэффициент газосепарации, д.ед.;

24. Определяем коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:



25. Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

где

26. Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

27. Определяем к.п.д. насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:



где зoВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристике, д.ед.

28. Определяем мощность насоса:

29. Определяем мощность погружного двигателя:

Расчет по остальным скважинам, рекомендуемым к внедрению УОРЭ, проводится аналогично. Результаты расчетов по скважинам №982, №1569 и №2709 Николо-Березовской площади сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты расчета и подбора оборудования для раздельной эксплуатации пластов на Николо-Березовской площади

Номер скважины	Объект	ГНО	Глубина спуска насоса, м	Длина хода ТПШ, м	Число качаний, мин-№
982	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-57	989	1,8	4,9
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	825	2,4	4,1
	ТТНК C VI	ЭЦНА 30-1250	940	-	-
1569	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-57	1006	1,7	5,2
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	842	2,2	3,9
	ТТНК C VI	ЭЦНА 60-1500	951	-	-
2709	До внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК	НН-44	1019	1,8	4,5
	После внедрения оборудования для ОРЭ
	ТТНК С IV	НВ-32	867	2,2	3,8
	ТТНК C VI	ЭЦНА 60-1400	959	-	-

На основе расчетов режима работы скважины № 982 Николо-Березовской площади, предлагаемой к внедрению УОРЭ, рекомендовано уменьшить глубины спуска насоса ШГН до 825 м, увеличить длину хода полированного штока до 2,4 м и уменьшить число качаний до 4,1 кач/мин. Для эксплуатации вышезалегающего пласта СIV выбран насос НВ2Б-32 с Dпл = 32 мм. Приводом насоса служит станок-качалка СК8-3,5-4000. Для эксплуатации нижезалегающего пласта СVI выбран насос ЭЦНА30-1250 с подачей 30 м3/сут, КПД 35 %, потребляемой мощностью 9,1-20 кВ, напором 900-1300 м.