Анализ режима работы скважин оборудованных уэцн на примере оао Сибнефть
 Скачать 93.83 Kb.
|
 (2)где Рн.с. – плотность сепарированной нефти Рн.с. = 860 кг/м3 Рr – плотность газа Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3 Гпло – пластовой газовой фактор Гпло = 50 нм3/м3 Рв – плотность воды Рв = 1120 кг/м3 В – объемная обводненность, доли единицы В = 0,92 Вн – объемный коэффициент нефти Вн – 1,16  м3Забойное давление принимает равное давлению насыщения Рзаб = Рнас = 8,0 МПа Определяем дебит нефти  (4)где Кпр – коэффициент продуктивности Кпр = 7,8 м3/сут МПа Рпл – пластовое давление Рпл = 18,2 МПа Рзаб – забойное давление Рзаб = 86МПа Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5) Определяем работу газа в лифте Lr  где dn – диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм dn = 2,5 4 Гпло – пластовый газовый фактор Гпло = 50 нм3/м3 Рб – буферное давление Рб = 2,7 МПа Рнас – давление насыщения Рнас = 8,6 МПа Определить давление развиваемое насосом Рн при Рвпх = Рвх = Рпл Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл – Рзаб (7) Где Lф – глубина пласта, Lф = 1694,4 м Рпл – удельный вес пластовой жидкости Рпл = 1090 m/м3 Рб – буферное давление Рб = 2,7 МПа Lr – работа газа в насосно-компрессорных трубах Lr = 12, 7 м Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа Определить коэффициент давления Кр  (8)где Рн – давление разбиваемое насосом Рн = 12,43 МПа Кz = поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени z Z=354 Кz = l0, 185  Кр =  Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях лирника qж Qж = Qm/Qво (9) Где Qm = проектный дебит (жидкость) Qm = 75 м3/сут Qво – относительная подача подбираемого насоса при работе на воде Qво = 84 м3/сут Qж = 75/84 = 0,89 Определить коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности  (10)где Ввх – газасодержание Ввх = 0,1 Вн – объемный коэффициент Вн = 1,16 в – объемная обводненность в = 0,92 Гпло – пластовый газовый фактор Гпло = 50 нм3/ м3  3Определить давление на входе в насос Рвх Рвх = l Рнас (11) Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа Определить глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое  6 (12)где Lф – глубина занимания пласта (фильтра) Lф = 1694,4 м Рзаб – забойное давление Рзаб = 8,6 МПа Рвх – давление на входе в насос Рвх = 5,33 МПа Р – удельный вес пластовой жидклсти Р = 1090  6 = 1388,6 лВыбираю установку УЭЦН-80-1200 исходя из оптимального режима при обеспечении производительности установки. Qж.фак = 75 м3/сут  (13)Таким образом коэффициент подачи установки находится в области оптимального режима эксплуатации, которым рекомендуется от 0,8 -1,2 2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН
Для высокообводненых скважин с содержанием воды 80% и более забойное давление оптимальное равно 115атм. Скважины (936, 956, 4147, 4190 ) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи превышает оптимальной области, забойное давление выше оптимального значения. Но из-за высокой обводнености продукции (94-97%) нет смысла увеличивать производительность насоса. Скважины (4175, 4182) работают с забойным давлением равным оптимальному забойному давлению, но коэффициент подачи насоса у них (1,5-2) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах рекомендовано произвести замену насоса большей производительностью: ЭЦНА5-25-1000 на ЭЦНА5-80-1200 ЭЦНА5-60-1200 на ЭЦНА5-80-1200 Скважина 4120 по коэффициенту подачи (0,8) приближенна к критической (0,75), забойное давление значительно ниже оптимального. Значит, данную скважину следует переводить на иной механизированный способ добычи. Скважина 934 аналогична скважине 4120 Скважина 4160 подлежит ликвидации, либо перевод на нагнетательную скважину, из-за высокой обводнённости добываемой продукции (100%) Скважины (1210, 2705) по коэффициенту подачи соответствуют оптимальному коэффициенту, но с низким забойным давлением от оптимального забойного давления. Скважины следует перевести на другой механизированный способ. 2.7 Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды. Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д. Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины. Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин. Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН. На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин. Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего Ф, при этом за счет увеличении скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потоки. Однако при этом необходимо оценивать величину роста г/д потерь в подъемном лифте и его влиянию на рабочую характеристику ЭЦН. Для предотвращения и удаления АСПО могут применятся различные методы: промывка скважин растворителям (например дистиллятом, реагентом СНПХ-7870производства ОАО «нефтепромхим»); ввод в продукцию скважин ингибиторов парафино-отложений (диспергаторов); подогрев продукции скважин станционарными электронагревателями или периодический подогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных установок периодическая механическая очистка НКТ специальным скребнем с применением геофизического подъемника, например скребнем протяжкой. Анализ промысловых данных показывают, что наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки, с точки зрения технологической и экономической эффективности является применение НКТ с защитным покрытием, в частности DPS и ПЭП-585 производства БМЗ. НКТ с полимерным покрытием успешно применяется скважин парафинящегося фонда эксплуатационных ЭЦН. Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо. Для предотвращения солеотложения существуют различные методы. Перспективным средством защиты от отложений солей в ЭЦН является применение рабочих колес ЭЦБН из угленапыленного полеамида, который имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает г/д характеристики насоса. Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора адсорбируется на поверхности микрочастиц солей. На промыслах основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкреол, СНПХ-5312,5313 путем обработки ПЗ скважин. Однако, необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов на солеотложения на количества свойства продуктивных пластов исследованию пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности. 2.8 Освоение скважин оборудованных УЭЦН после ПРС Освоение скважины оборудованием УЭЦН после подземного ремонта – основная технологическая операция в процессе эксплуатации ЦБН. От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудования и кабеля. ЭЦН в период освоения скважин работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удельным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости и скважины на величину напора насоса пласт не полностью включается в работу. При глушение задавочная жидкость проникает в ПЗ скважин образуя водонефтяную эмульсию водность которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водо-нефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода ЭЦН на заданный технологический режим работы. |