Определение давления насыщения нефти газом

Методика расчета содержания свободного газа на приёме глубинного ЭЦН, принятая в ООО «РН-Ванкор»

Постоянный мониторинг содержания свободного газа на приеме глубинного насоса дает возможность оперативно снижать производительность ЭЦН путем изменения частоты вращения вала и рабочих колес погружного электродвигателя. Снижение производительности насоса ведёт к повышению динамического уровня жидкости к устью скважины, повышению давления в зоне насоса и снижению доли свободного газа на приеме насоса до приемлемой величины, менее 25%.

Содержание свободного газа на приёме насоса рассчитывается по методике принятой в технологическом регламенте ООО «РН-Ванкор» по «подбору оборудования, запуску, выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов» представленной в учебном пособии «Скважинные насосные установки для добычи нефти» М: ГУП Изд-во Нефть и газ. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 г.

Для расчета возьмём необходимые технологические параметры работы скважин и реологические характеристики пласта Як-III-VII, на который пробурены данные скважины. Исходные данные для расчета представлены в таблице 1.

Представлен расчёт для скважины № 1313:

Определяется дебит жидкости на входе в насос:

Q_пр = Q ∙ В (1)

где Q – дебит жидкости на поверхности;

В – объемный коэффициент жидкости.

Q_пр = 189 ∙ 1,09 = 206,0 м³/сут.

Таблица 1 – Исходные данные для расчета содержания свободного газа

Скважина №	388	452	936	1063	1096	1313
Параметр	Значение
Дебит жидкости на поверхности, Qж, м³/сут	158	658	136	181	302,4	189
Объёмный коэффициент жидкости, Bж, м³/м³	1,09	1,03	1,05	1,07	1,07	1,09
Обводненность, b, %	18	80	62	49	47	23
Газовый фактор, G, м³/т	28	369	1671	227	43	35,5
Давление на приёме насоса, Рпр, МПа	5,79	6,39	7,99	7,84	6,02	7,01
Давление насыщения нефти газом, Рнас, МПа	15,7
Плотность нефти, rн, т/м³	0,907
Коэффициент сепарации, Кс, д.ед.	0,7 (используется газосепаратор)
Dэкс.внутр., мм	160

Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

G _пр = G ∙ [ 1 – ( Р_пр / Р_нас ) ] (2)

где G – газовый фактор.

G_пр = 35,5 ∙ [ 1 – ( 7,01 / 15,7 ) ] = 19,66 м³/т или 17,83 м³/м³.

Определяется содержание свободного газа на входе в насос:

β _вх = 1 / { [ ( 1 + Р_пр ) ∙ В ] / G _пр + 1} (3)

β_вх = 1 / { [ ( 1 + 7,01 ) ∙ 1,09 ] / 17,83 + 1} = 0,67 д.ед. или 67,13%.

Вычисляется расход газа на входе в насос:

Q_г.пр= Q_{пр ∙}β_вх/ ( 1 – β_вх), (4)

Q_г.пр= 206,01_*0,67 / ( 1 – 0,67 ) = 420,82 м³/сут.

Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

(5)

где S – площадь сечения скважины на приеме насоса.

Содержание свободного газа на приеме насоса с учетом газосепарции:

β _пр = β _вх * (1 – Кс), (6)

β _пр = 0,67 * (1 – 0,7) = 0,20 или 20,14 %.

Результаты расчётов по всем скважинам представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты расчёта содержания свободного газа на приёме ЭЦН

Скважина №	388	452	936	1063	1096	1313
Параметр	Значение
Дебит жидкости на входе в насос, Q_пр,м³/сут	172,22	677,74	142,80	193,67	323,57	206,01
Объемное количество свободного газа на входе в насос, G_пр, м³/м³	16,13	198,46	743,81	103,13	24,05	17,83
Содержание свободного газа на входе в насос, β_вх, %	68,54	96,31	98,75	91,60	76,20	67,13
Расход газа на входе в насос, Q_г.пр, м³/сут	375,28	17 671	11 247	2112,5	1035,8	420,82
Содержание свободного газа на приеме насоса с учетом газосепарции, β_пр, %	20,56	28,89	29,62	27,48	22,86	20,14

Из результатов расчёта делаем вывод о том, что по скважинам № 452 с β_пр = 29 %, № 936 с β_пр =30 % и № 1063 с β_пр =27 % должны наблюдаться осложнения в работе. Это подтверждается технологическим режимом ООО «РН-Ванкор» нефтяного фонда, в котором отмечено, что указанные скважины осложнены высоким газовым фактором, а по отчету выполненному по итогам комиссионного демонтажа УЭЦН данные скважины отказывали 2 июня 2019, 8 января 2019 и 6 декабря 2018 гг. соответственно по причине отсутствия подачи.

С другой стороны у скважин № 388 с β_пр = 21 %, № 1096 с β_пр = 23 % и № 1313 с β_пр = 20 % проблем в работе не наблюдается, что позволяет сделать итоговое заключение о том, что приемлемая величина содержания свободного газа, указанная во многих зарубежных и отечественных источниках, равная 25 %, подтверждается на практике как граничное значение, после которого нарушается стабильная работа ЭЦН.

Кроме того, применение данной методики позволяет рассчитать минимальное погружение насоса под динамический уровень по заданному содержанию свободного газа в насосе с учетом, как естественной сепарации, так и применённого газосепаратора.

Определение давления насыщения нефти газом

В приведенной выше методике используется параметр Р_нас, поэтому рассмотрим два способа по определению давления насыщения нефти газом во внутрискважинной зоне. В этих технологиях состояние скважинной жидкости оценивается по двум датчикам давления, которые располагают по вертикали на фиксированном расстоянии друг от друга.

В одном случае датчики давления устанавливают максимально близко к кровле продуктивного пласта, как это изображено на рисунке 2, с тем, чтобы давление в зоне датчиков было максимально большим и сравнимым с величиной давления насыщения нефти газом. По информационной линии 7 данные по давлению с датчиков 4 и 5 с требуемой частотой передаются на станцию управления 8. Измерения величины параметра Р_нас производится в два этапа. На первом этапе способа путем снижения производительности насоса частотным преобразователем тока добиваются такого повышения давления в зоне датчиков, которое обеспечивает постоянную величину разницы давлений между датчиками (это возможно только при давлении выше, чем Р_нас). На втором этапе повышают производительность насоса частотным преобразователем тока, и как следствие понижают давление в зоне датчиков до давления ниже, чем давление насыщения нефти газом. По полученным опытным данным строят зависимость разницы давлений между датчиками ΔР = Р₁- Р₂ от среднего их значения Р_ср = (Р₁+ Р₂) / 2, где Р₁ – давление в зоне нижнего датчика, Р₂ – давление в зоне верхнего датчика.

Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 89; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!