Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 [ 217 ] 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

(момент Tg) отражается на эхограмме пиком. Упругий импульс распространяется в газовой среде с определенной скоростью х>, достигает уровня жидкости, частично отражается и возвращается на устье скважины, где фиксируется приемным устройством прибора и отображается на эхограмме пиком (момент Т). Таким образом, с момента создания упругого иМпульса до момента регистрации его отраженной от уровня жидкости части проходит время Т= Т- Т. За это время упругий импульс проходит двойное расстояние от устья скважины до динамического уровня жидкости „„, т.е.

2Я,„„=г)-Г, (9.212)

где x) - скорость распространения упругого импульса в газовой среде, зависящая от давления газа в затрубном пространстве , температуры в затрубном пространстве Ту состава газа и др., м/с.

Эта скорость может бьпъ рассчитана по известным формулам, но требуется знание большого количества информации, что не всегда доступно в промысловых условиях. С целью определения скорости распространения упругого импульса в исследуемой скважине на известной глубине колонны НКТ устанавливается в процессе подземного ремонта так называемый репер, представляющий собой утолщенную муфту НКТ. После создания упругого импульса он распространяется в затрубном пространстве и при достижении репера часть его отра-

Время

Рис. 9.21. Диаграмма отбивки динамического уровня методом отраженного упругого импульса:

а - без репера; б - с репером

жается, фиксируется приемным устройством прибора и записывается в виде пика, соответствующего моменту времени Г, (рис. 9.21 б). Другая часть упругого импульса распространяется до уровня жидкости и частично отражается, что фиксируется и регистрируется на устье в виде пика, соответствующего времени Т, (рис. 9.21 б). Таким образом, упругий импульс с момента его создания (время TJ,) до момента регистращш отраженной от репера его части (время Г,) проходит путь, равный удвоенному расстоянию до репера за время t = Т,- Т,:

2Яр=и-г

= -- (9.213) Подставляя (9.213) в (9.212), получаем: Т

Яд„„=Яр-. (9.214)

Зная динамический уровень Н, легко рассчитать забойное давление, пользуясь рекомендациями, данными в разделе 6.

Далее обработка результатов исследования не отличается от ранее описа1шой. Пользуясь данным прибором, можно проюдить исследование глубиннонасосных скважин и на нестационарном режиме работы

Наиболее ценные результаты получают при совмещенип исследований глубиннонасосной установки динамографом и гидродинамических исследований скважины.

9.3.19 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ И ГЛУБИНЫ СПУСКА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА

Установки скважинных щтанговых насосов ишроко применяются для эксплуатации скважин разных категорий на различных нефтяных месторождениях страны. Одной из основных задач проектирования эксплуатации скважин СШНУ является обоснование некоторых технологических характеристик, среди которых: дебит, забойное давление, давление на приеме насоса, глубина спуска насоса. Дебит и забойное давление зависят от принятой системы разработки, ее текущего состояния, а также от объективных офаничений, о которых гоюрилось вьпие.

Расчет давления на приеме насоса Р представляет сложную технико-экономическую задачу, рещение которой связано с опреде-

ленными допущениями. Существуют различные рекомендации о величине давления на приеме насоса, связанные с газовым фактором и обводненностью продукции.

Для продукции скважин с низким газовым фактором и высокой обводненностью (свыше 80%) А.Н.Адонин рекомендует давление на приеме насоса, достаточное для компенсации гидравлических потерь во всасывающем клапане насоса и равное 0,15-5-0,50 МПа.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой продукции оказывается достаточно сложно обосновать оптимальное давление на приеме насоса. Пределы оптимального давления на приеме устанавливаются на основании опьгга эксплуатации скважин СШНУ для месторождений каждого нефтяного района. Так, для условий девонских месторождений Урало-Поволжья давление на приеме безводных скважин принимается равным 2,5 МПа; для месторождений угленосной свиты - 3 МПа (некоторое увеличение давления на приеме обусловлено большей вязкостью нефти угленосных отложений).

Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать давление на приеме насоса таковым (вне зависимости от обводненности продукции):

Л,„ = 0.3Р,, (9.215)

где Р, - давление насыщения, МПа.

Используя рекомендации А.Н, Адонина и Г.Н. Суханова, оценку давления на приеме с учетом обводненности продукции можно выполнить по следующей формуле:

P„ = 0,5-t-0,3-Pl-B), (9.216)

где В - обводненность добываемой продукции, д.ед.

Использование вышеприведенных рекомендаций для условий малоизученных месторождений может привести к определенным ошибкам в проектировании эксплуатации скважин СШНУ.

Оптимальным давлением на приеме насоса будем называть такое давление, при кбтором обеспечивается заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико-химических свойств откачиваемой продукции и обеспечения коэффициента подачи установки г не ниже 0,8. В значительной степени вышеприведенному определению отвечают следующие формулы для расчета давления на приеме насоса:

- при содержании в газе однократного разгазирования до 30% азота (У < 30% )