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

с учетом выражения (9.270) перепишем (9.269) так: Подставляя (9.271) в (9.268), окончательно получаем:

(9.271)

(9.272)

Данное выражение и используется для расчета давления на приеме погружного центробежного электронасоса при эксплуатации скважин.

Покажем использование данной методики на примере скв. 342 Шкановского нефтяного месторождения. В скважину спущена установка с насосом ЭЦН5-130-600 на глубину = 1000 м. На глубине 985 м в колонне НКТ установлен суфлер для инструментального замера давления в затрубном пространстве скважины (практически равного давлению на приеме насоса). Суфлер-устройство, сообщающее затрубное пространство с глубинным манометром, спущенным в НКТ и посаженным в него. Работа на скважине проводилась следующим образом: в колонну НКТ на проволоке были спущены спаренные манометры МГГ-2У. Нижний из них после посадки в суфлер фиксировал давление на приеме насоса, верхний - давление на выкиде насоса. На устье скважины был установлен образцовый манометр на 10 МПа. После записи Р, иР р, и замера Р, на режиме = 175 м7сут закрыли манифольдную задвижку. Через 6 минут после ее закрытия наступила стабилизация устьевого давления Р, а глубинные манометры зафиксировали давления

Лык2 и пр2 режиме = 0.

После завершения измерений открыли манифольдную задвижку, произвели подъем глубинных приборов и расшифровку бланков манометров. Результаты измерений представлены в табл. 9.4.

Таблица 9.4

Результаты измерения давлений в скв. 342

с характеристики насоса ЭЦН5-130-600 имеем = 800 м. По выражению (9.272) рассчитываем давление на приеме при Q, = 0:

800

1000

+ 3J2-= 5,29 1000

Сравнение расчетного давления 5,29 МПа с замеренным 5,4 МПа дает ошибку 2%, что допустимо. За время остановки скважины после закрытия манифольда (6 мин) давление на приеме выросло на 0,2 МПа, что составляет около 4% от давления на приеме при стационарной работе установки с дебитом 175 м7сут. Таким образом, предположение, что Р =Рр2=const не является недопустимым. В случае необходимости можно учесть изменение давления на приеме за счет притока из пласта после закрытия манифольда аналогачно тому, как это делается при исследовании скважин на нестационарном режиме с учетом притока. Значительное количество исследований и расчетов по приведенной методике позволили оценить среднюю ошибку, которая не превышает 4%.

9.4.7.3. Уравнение совместной работы системы «пласт-скважина-насосная установка-подъемник»

Широкое промышленное использование УЭЦН для эксплуатации добывающих скважин выявило интересную особенность, наблюдаемую по большинству скважин, где работают эти установки: изменение подачи установки при изменении противодавления на устье скважины Р. На рис. 9.38 представлены для примера зависимости подачи ЭЦН (дебита скважины) в функции устьевого давления для некоторых скважин Туймазинского месторождения. Скважины эксплуатировали пласты Д, и Д„ при обводненности продукции от О до 60% при газовом факторе 45-50 mVm. Глубина спуска насосов 1026-1380 м; насосы спущены на 51 мм НКТ. Дебит скважин перед исследованиями изменялся от 36 до 100 т/сут. Методика исследований заключалась в замере подачи установки и устьевого давления при изменении диаметров устьевых штуцеров. Исследования проводились при установившихся режимах работы системы.

Исследования показали, что максимальная подача установки (дебит скважины) соответствует определенному значению давления на устье, которое для всех исследованных скважин не является минимальной величиной, а изменяется в пределах 0,2-0,45 МПа. Объяснить это явление законом работы подъемника (см. зависимости (9.260) или (9.265)) невозможно.

Рассмотрим закон работы каждого из элементов, составляющих единую гидродинамическую систему «пласт-скважина-насосная установка-подъемник».

Закон работы системы «пласт-скважина» задан выражением (9.259). Закон работы центробежного насоса на воде может быть задан в следующем виде:

P„ = P,,„-aQ + bQ, (9.273)

где Р, - давление, создаваемое насосом, МПа; Q - подача насоса, м/сут;

- давление, создаваемое насосом на режиме нулевой подачи, МПа;

а,Ь - постоянные числовые коэффициенты, которые необходимо определять для каждого типоразмера насоса. 110

-с 90

0,8 Р,МПа

Рис. 938. Зависимости подачи установки ЭЦН от устьевого давления:

1 - СКВ. 412; 2 - скв. 69; 3 - скв. 666; 4 - скв. 353; щ - режим работы скважины до исследования