USD 74.4275

0

EUR 88.9334

0

BRENT 69.05

-0.49

AИ-92 44.57

+0.02

AИ-95 48.39

+0.01

AИ-98 53.83

0

ДТ 48.84

+0.01

7120

Экспресс-методика подбора ЭЦН к нефтедобывающей скважине

Экспресс-методика подбора ЭЦН к нефтедобывающей скважине

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Нскв = f(QЖ) и наложении на этот график реальных напорных (Q–H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости QЖ3/сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид  

где Нскв – потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины – прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса – устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины – групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Ннас – напор, развиваемый погружным насосом, м; QЖ – дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м3/сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n0 = 100, t = 200 °С, pв = 1000 кг/м3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида HН = h – bQ2 или HН = h + aQ – bQ2,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Нвертдин – динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; hTP – потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; – средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м3; hСЕП – потери напора в сепарационной емкости, м; НÖ напор соответствующий газлифтному эффекту, м; РУ – давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с pв = 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа•с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n – количество ступеней насоса; – средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м3; – гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с25; – глубина пласта по вертикали, м; – пластовое давление, Па; KПР – коэффициент продуктивности скважины, м3/с•Па; – давление на устье скважины, Па; PСЕП – давление в сепараторе, Па; – плотность флюида на устье скважины, кг/м3; g=9,81– ускорение свободного падения, м/с2.
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).
Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989. – 245 с.