Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
351
состав жидкости ниже насоса такой же, какой и у жидкости на устье
скважины.
3.3 Расчет давления на приеме насоса.
При расчете давления на приеме насоса используется заранее
определенная корреляция. Данная корреляция устанавливается между
«Da×
P/
T» и коэффициентом поправки на газ «f». Таким образом, нам
необходимо рассчитать величины «
P/
T» и «Da», последняя из которых
является приведенным динамическим уровнем.
Однако такой вид исследования существенно зависит от величины
роста затрубного давления. Если рост затрубного давления составляет
менее 0,1атм. за 5 минут, то этот метод лучше не применять (это означает,
что в затрубье газа практически нет).
3.3.1. Расчет крутизны кривой «
P/
T»
Определение:
коннач
простзатрначпростзатркон
TT
PP
T
P
....
(7.89)
В формуле давление Р – измеряется в атмосферах, Т – измеряется в
минутах.
Данный коэффициент представляет собой кривую изменения
давления в затрубном пространстве с течением времени. Данная кривая
очень редко имеет вид прямой линии, хотя, при закрытии на небольшое
время, она должна быть очень близка к прямой линии. Кривая начинает
набирать крутизну при времени равном 0.
Пример:
Рисунок 7.79 – Кривая изменения давления
3.3.2 Расчет приведенного динамического уровня «Da»
Величина динамического уровня, используемая в корреляции,
нуждается в поправке по газу, содержащемуся в жидкости в затрубном
пространстве. Для этого используется формула:
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
352
LfDD
la
)1(
(7.90)
где:
D
a
- приведенный динамический уровень, м;
D
l
- замеренный динамический уровень, м;
L - разница между глубиной установки насоса по вертикали и
величиной динамического уровня по вертикали, м;
f - коэффициент поправки на газ.
Данная корректировка подразумевает, что нам известна
концентрация газа в столбе жидкости, которую мы как раз и пытаемся
определить. Данная проблема решается путем повторяющихся
вычислений (итераций) с использованием заранее определенной
корреляции.
сначала берем «D
a
= D
l
» и рассчитываем величину «D
a
×
P/
Т»
1
.
При помощи корреляции получаем первый коэффициент поправки
на газ «f
1
»;
затем, первый коэффициент поправки на газ «f
1
» повторно
вводится в формулу (7.90), в результате чего получаем первый
скорректированный динамический уровень «D
a
» Затем рассчитываем
«D
a
×
P/
t»
2
и получаем второй коэффициент поправки на газ «f
2
».
Данные повторяющиеся вычисления выполняются до тех пор, пока
последний коэффициент поправки на газ «f» не станет близким к
последнему «D
a
×
P/
t»
.
Коэффициент поправки на газ «f» определяется
из корреляции.
3.3.3 Расчет давления на приеме насоса.
Общая формула, используемая для расчета давления на приеме
насоса, может быть выражена следующим образом:
10
00
Lf
PP
затрприем
(7.91)
где:
Р
затр
и Р
прием
- давление в затрубном пространстве и давление на
приеме насоса, (атм);
o
- плотность нефти в поверхностных условиях;
f
o
– коэффициент поправки на газ;
L – разница между глубиной установки насоса по вертикали и
величиной динамического уровня по вертикали, м.
3.4 Расчет забойного давления
Плотность жидкости ниже насоса рассчитывается по следующей
формуле:
нефтиводыводыводыниж
)%100(%100/1
(7.92)
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
353
Забойное давление затем рассчитывается по следующей формуле:
10
)(
насзабниж
приемзаб
LL
РР
(7.93)
4 Пример расчета:
Скважина № 944, Приразломное месторождение.
4.1 Общие данные:
Глубина залегания пласта: - 2500м.
Фактическая вертикальная глубина залегания пласта: - 2467м.
Глубина установки насоса: - 2140м.
Фактическая вертикальная глубина установки насоса: - 2053м.
Плотность нефти в поверхностных условиях: - 0,857
Газовый фактор: - 69 м
3
/м
3
Давление насыщения: - 95атм.
Обводненность: - 10%.
4.2 Замеры
Начальное давление в затрубном пространстве: - 13,1атм.
Замеренный первоначальный динамический уровень: - 1393м.
Замеренный первоначальный фактический динамический уровень
по вертикали: - 1330м.
Р = 3атм.
Т = 40мин.
4.3 Расчеты
минатм
Т
Р
/075,0
(7.94)
Разница между уровнем установки насоса и динамическим
уровнем:
м72313302053
(7.95)
4.3.1 Повторяющиеся вычисления
f=1
мD
a
1330723)11(1330
(7.96)
75.99/ TPD
a
(7.97)
На кривой градиента поправки по газу f = 0,56
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
354
f=0,56
мD
a
1648723)56,01(1330
(7.98)
123/ TPD
a
(7.99)
На кривой градиента поправки по газу f = 0,49
f=0,49
мD
a
1698723)49,01(1330
(7.100)
127/ TPD
a
(7.101)
На кривой градиента поправки по газу f = 0,475
f=0,475
мD
a
1709723)475,01(1330
(7.102)
128/ TPD
a
(7.103)
На кривой поправки градиента f = 0.475
4.3.2 Расчет забойного давления
Давление на приеме насоса:
атмР
прием
5,4210/723857,0475,01,13
(7.104)
Плотность ниже насоса:
8005,0)775,0)10100(03,110(01,0
ниже
Р
(7.105)
Забойное давление:
атмР
заб
6,7510/8005,0)20532467(5,42
(7.106)
7.16 Вывод скважин на оптимальный режим работы
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является
приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с
режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется
исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин,
утверждаемого главным инженером предприятия.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
355
Задачей оператора по добыче нефти и газа при выводе скважины на
режим является контроль, за рабочим давлением и количеством
закачиваемого рабочего агента.
Вывод на режим осуществляется следующим образом:
оператор по добычи нефти и газа ежедневно производит замеры
давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение
первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается
большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в
призабойной зоне скважины после ремонта;
после стабилизации рабочего давления осуществляется
регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра
штуцера или проходного сечения регулирующего устройства, рабочее
давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными
показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода
рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным
показателям при неизменном давлении закачки.
Ответственность за подготовку, запуск и вывод скважины на
режим несет мастер по добыче нефти и газа.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и
поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль, за
приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по
толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и
коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования
скважин методами падения забойного давления и установившихся
пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту
закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных
участках пласта, результатам исследования методом
гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в
закачиваемую воду индикаторов.
Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки
воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров,
метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных
скважинах устанавливается предприятием в соответствии с
утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и
гидродинамических исследований, с учетом требований технологического
проектного документа на разработку.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
356
Вывод на режим скважин оборудованных погружными
насосными установками (ЭЦН, ШГН, и т.д.)
Цели:
Основной целью вывода скважин на режим является обеспечение
работоспособности глубинного насоса в начальный период ввода
скважины в эксплуатацию, (после подземного ремонта или после бурения
скважины).
Основной задачей вывода скважины на режим является
периодический контроль, за величиной подачи насоса, темпом снижения
динамического уровня. Обеспечение отключения установки при
критических значениях дебита и динамического уровня.
При выводе ШГН динамический уровень должен быть не менее
300м над приемом насоса, при выводе ЭЦН, максимальная глубина
откачки динамического уровня должна соответствовать, таблицы 7.33.
Конечной целью вывода скважин на режим является подбор
оптимального режима работы скважины, т.е. приток жидкости из пласта
должен соответствовать отбору глубинного насоса.
Методы определения основных параметров:
эхаметрирование – отбивка динамических и статических уровней,
(процесс описан в § 7.6);
динамометрирование – снятие динамограмм, (процесс описан в §
7.7);
замер дебита скважины по АГЗУ, (процесс описан в § 7.6).
Организация работ:
Перед запуском скважины проверяется исправность наземного
оборудования:
на устьевой арматуре – обратный клапан и задвижки, патрубок
для эхолотирования со свободным доступом к нему, пробоотборный кран
на выкидной линии, и др.;
работоспособность замерной установки АГЗУ;
герметичность насосно-компрессорных труб и сальникового
уплотнения в СУС, (при запуске УШГН).
Запуск и вывод скважины на режим осуществляет бригада в
составе:
оператора по добыче нефти и газа;
оператора по исследованию скважин;
электромонтера ЭПУ, (при запуске УЭЦН).
Оператор по добыче нефти и газа выполняет все необходимые
операции с устьевой арматурой, коллектором, АГЗУ, обеспечивает
контроль, за величиной подачи из скважины.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
357
Оператор по исследованию скважин, производит
динамометрирование (при выводе УШГН) и контроль, за изменением
уровня жидкости в затрубном пространстве скважины.
Электромонтер ЭПУ обеспечивает нормальное функционирование
и работоспособность, настройку защиты станции управления, ТМПН,
(при выводе УЭЦН).
Порядок проведения работ:
замерить статический уровень;
запустить скважину в работу;
замерить подачу из скважины по АГЗУ, сопоставить ее с
номинальной производительностью спущенного насоса;
снять динамограмму (при выводе УШГН);
отобрать пробу жидкости на содержание мехпримесей;
отобрать пробу жидкости на содержание воды;
с интервалом 15мин, в течение часа проводить регулярный замер
динамического уровня;
отключить установку на охлаждение (таблица 7.31), при выводе
на режим ЭЦН;
отбить статический уровень;
запустить насос в работу;
отбить динамический уровень;
замерить дебит скважины по АГЗУ;
периодичность замеров динамического уровня зависит от
типоразмера применяемого насоса (таблица 7.32).
Примечание: При выводе на режим УШГН отключение насоса на
охлаждение не требуется.
Перед запуском скважины оборудованной УШГН необходимо:
установить на буферную задвижку патрубок с манометром;
произвести качания штанг подъемником на первой скорости, на
малом газу до поднятия давления на манометре - 40атм.;
проследить падение давления на манометре при открытой
затрубной задвижке, (погружной насос считается годным к эксплуатации,
если после вызова подачи, насос поднимает давление до 40атм. и падение
давления не превышает 5атм. за 15минут).
после запуска скважины, оператор по исследованию скважин
проводит динамометрирование, (в случае низкой, высокой посадки
плунжера, удара верхней муфты штанг о СУС, проводится переподгонка
насоса).
При довыводе скважины, периодичность измерения динамического
уровня «Н
дин
» и дебита по АГЗУ «Q
ж
», подбирается исходя из работы
глубинного насоса, но не реже двух раз в сутки.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
358
Скважина считается выведенной на режим, если по ней
установился постоянный дебит и результаты 3-х измерений
динамического уровня, выполненные с интервалом в 30 минут одинаковы,
либо наблюдается повышение уровня. При этом подача насоса должна
быть в пределах рабочей характеристики насоса. Обводненность
скважинной продукции соответствовать ожидаемой.
После вывода скважины на постоянный режим, через 1 сутки
необходимо:
замерить динамический уровень (Ндин);
замерить дебит жидкости по АГЗУ (Qж);
отобрать пробу скважинной продукции на обводненность;
отобрать пробу на содержание хлора в продукции (Cl);
отобрать пробу на содержание мехпримесей;
произвести подбор оптимального напряжения;
отстроить защиты станции управления (СУ).
Данные необходимые при выводе скважин на режим
Скорость снижения динамического уровня (м/час) на скважинах
оборудованных УШГН.
Эксплуатационная колонна (э/к) - 146мм;
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – 73мм;
Число качаний станка-качалки – 6кач/мин.
Таблица 7.23
Длина хода полированного штока, м.
Тип
насоса
0,9 1,2 1,5 1,8 2 2,5 3 3,5
Н-28
21 28 35 42,2 46,4 57 70,2 83,4
Н-32
27,6 36,4 45,6 54,8 61 74,6 92,2 105,2
Н-38
38,6 51,4 64,4 77,2 86 105,2 127,2 149,2
Н-44
49,6 65,8 82,4 99,2 110 136 166,6 193
Н-57
83,8 111,8 140 168 186,4 232,4 276,4 324,6
Н-70
123,6 165 206,2 247 275 342,2 408 451,8
Эксплуатационная колонна (э/к) - 146мм;
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – 60мм;
Число качаний станка-качалки – 6кач/мин.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
359
Таблица 7.24
Длина хода полированного штока, м.
Тип
насоса
0,9 1,2 1,5 1,8 2 2,5 3 3,5
Н-28
18,4 24,6 30,8 37 40,8 50 61,6 73
Н-32
24,2 32 40 48 53,4 65,4 80,8 92,4
Н-38
33,8 45 56,6 67,6 75,4 92,4 110,6 130,8
Н-44
43,4 57,6 72,4 87 96,6 119,2 146,2 169,2
Н-57
73,4 98 122,6 147,4 163,4 203,8 242,4 284,6
Н-70
108,4 144,6 180,8 217,4 241,2 300 357,6 396,2
Эксплуатационная колонна (э/к) - 168мм;
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – 73мм;
Число качаний станка-качалки – 6кач/мин.
Таблица 7.25
Длина хода полированного штока, м.
Тип
насоса
0,9 1,2 1,5 1,8 2 2,5 3 3,5
Н-28
14,4 19 23,8 28,6 31,6 38,6 47,6 56,6
Н-32
18,8 24,8 31 37,2 41,4 50,6 62,6 71,4
Н-38
26,2 34,8 43,8 52,4 58,4 71,4 86,4 101,2
Н-44
33,6 44,6 56 67,2 74,8 92,2 113 131
Н-57
56,8 75,8 95 114 126,4 157,8 187,6 220,2
Н-70
84 112 139,8 168,2 196,6 232 276 306,4
Эксплуатационная колонна (э/к) - 168мм;
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) – 60мм;
Число качаний станка-качалки – 6кач/мин.
Таблица 7.26
Длина хода полированного штока, м.
Тип
насоса
0,9 1,2 1,5 1,8 2 2,5 3 3,5
Н-28
13 17,4 21,8 26,2 28,8 35,4 43,6 51,8
Н-32
17,2 22,6 28,4 34 37,8 46,2 57,2 65,4
Н-38
24 31,8 40 48 53,4 65,4 79 92,6
Н-44
30,8 41,8 51,2 61,6 68,4 84,4 103,6 119,8
Н-57
52 69,4 86,8 104,4 115,8 144,4 171,6 201,6
Н-70
76,8 102,4 128 153,8 170,8 212,4 253,2 280,6
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
360
Длина хода полированного штока
Таблица 7.27
Отверстие на кривошипе
Тип СК 1 2 3 4 5
СК-6
0,9 1,2 1,5 1,8 2,1
7СК-8
1,67 2,1 2,5 3 3,5
СК-12
1,2 1,5 1,8 2,1 2,5
СКД-4
0,9 1,2 1,6 2,1 2,5
СКД-8
1,2 1,6 2 2,5 3
УР-9
0,9 1,2 1,5 2 2,5
УР-12
1,2 1,5 2 2,5 3
Теоретическая производительность глубинного штангового насоса
(м
3
/сут.; Nкач - 6; Кпод - 1)
Таблица 7.28
Длина хода полированного штока, м.
Тип
насоса
0,9 1,2 1,5 1,8 2 2,5 3 3,5
Н-28
4 5 8 10 11 13 16 19
Н-32
6 8 10 12 14 17 21 24
Н-38
9 12 15 18 20 24 29 34
Н-44
11 15 19 23 25 31 38 44
Н-57
19 26 32 38 43 53 63 74
Н-70
28 38 47 57 63 72 93 103
Примечание: Обычно рабочий коэффициент подачи находится в
диапазоне 0,5-0,8.
Пример расчёта времени откачки для скважин оборудованных
УШГН.
Исходные данные:
диаметр эксплуатационной колонны – 146мм;
число качаний станка-качалки – 6кач/мин;
длина хода полированного штока - 1,5м;
глубина спуска насоса - 1200м;
типоразмер насоса - НСН-44;
статический уровень - 100м;
диаметр насосно-компрессорных труб - 73мм.
Расчет:
При Нст=100м запускаем скважину в работу. По таблице 7.23
смотрим тип насоса – НСН-44, длина хода – 1,5м, принимаем скорость
откачки 82,4м/час.
При ожидаемом Нд = 1000м, время откачки определяется