Обсадная колонна, 2- колонна насосно-компрессорных (лифтовых) труб,
Центробежный насос с погружным электродвигателем, 4- геофизический кабель с обратной информационной связью, 5- верхний датчик давления, 6- нижний датчик давления, 7- жесткий стержень фиксированной длины, 8- подъемник геофизического кабеля, 9- устьевой ролик, 10- задвижка с сальниковым устройством 11- лубрикатор
Рисунок 4 – Расположение датчиков давления на геофизичеком кабеле в колонне НКТ действующей нефтедобывающей скважины
5. О стабилизации рассматриваемой системы можно судить и по данным двух глубинных манометров, информация от которых передается на монитор компьютерной системы подъемника 8. После этого манометры поднимают до устья скважины с малой вертикальной скоростью с построением в режиме реального времени графика зависимости разницы давлений между датчиками (манометрами) ΔР = Р1 - Р2 от среднего их значения Рср = (Р1 + Р2) / 2, где Р1 – давление в зоне нижнего датчика, Р2 – давление в зоне верхнего датчика.
В подавляющем большинстве нефтедобывающих скважин, в которых глубинный насос расположен на значительной глубине, давление в колонне НКТ над насосом превышает давление насыщения нефти газом Рнас. При движении датчиков давления (манометров) вверх среднее давление между ними Рср будет снижаться из-за снижения гидростатического давления и наличия потерь давления на трения по формуле Дарси-Вейсбаха.
Для количественного учета влияния потерь давления на трения при подъеме эмульсионной жидкости от нижнего датчика к верхнему проведены расчеты по формуле Дарси-Вейсбаха для следующих среднестатистических условий эксплуатации скважин: пластовый дебит в пределах 100 м3/сут, вязкость водо-нефтяной эмульсии – до 100 мПа·с, расстояние между датчиками – 10 м. Потери давления на трение между датчика находятся в пределах 0,005 атм (0,5 кПа), что в несколько раз меньше, чем то необходимое изменение давления ΔР = 0,02 атм, по которому по графику на рисунке 2 определяется величина параметра Рнас. Расчетами показано, что в рассматриваемых условиях потерями давления на трение можно пренебречь.
|
|
|
Оценка содержания свободного газа на приеме насоса по двум датчикам давления
Датчики давления на фиксированном расстоянии друг от друга располагают на этот раз под электродвигателем установки. Наличие свободного газа в движущимся вверх потоке жидкости между датчиками резко снижает плотность состава, поэтому разность давлений между датчиками выражается равенством:
(2)
где:
Р2 - давление в скважине по нижнему датчику, атм;
Р1 - давление в скважине по верхнему датчику, атм;
ρэм - плотность водонефтяной эмульсии с растворенным или окклюдированным газом при среднем давлении (Р1 + Р2) / 2, кг/м3;
|
|
|
ρг- плотность свободного газа при среднем давлении (Р1 + Р2) / 2, кг/м3;
Н - расстояние по вертикали между двумя датчиками давления, м;
hг- общая высота свободного газа между двумя датчиками давления, м;
g- ускорение свободного падения, м/с2.
Из формулы (2) выразим отношение h г к Н, которое, по сути, и является содержанием свободного газа (ССГ) в дольном выражении.
Параметры ρэм и ρг определяются по результатам ступенчатого разгазирования пластовой продукции после отбора глубинной пробы. Допустимо также применение расчетных методов определения этих параметров.
Схема расположения датчиков давления с целью мониторинга параметра ССГ на приеме насоса приведена на рисунке 5.
Приведем расчеты для гипотетической скважины, находящейся на одном из нефтяных месторождений северо-запада республики Башкортостан. Скважинная продукция представляет собой высоковязкую эмульсию с массовой обводненностью 50 % и относительно малым газосодержанием пластовой нефти.
Исходные данные по скважине:
- глубина электроцентробежного насоса по вертикали – 1000 м;
- расстояние между двумя датчиками по вертикали Н = 10 м;
|
|
|
- давление насыщения нефти газом Рнас = 55 атм (5,5 МПа);
- плотность пластовой нефти ρн= 900 кг/м3;
- плотность пластовой воды ρв= 1200 кг/м3;
- плотность газа при нормальных условиях ρг= 1,0 кг/м3;
Обсадная колонна нефтедобывающей скважины, 2- колоннаНКТ, 3- глубинная насосная установка с погружным электродвигателем, 4- верхний датчик давления в составе термоманометрической системы (ТМС), 5- нижний датчик давления, 6- жесткий стержень фиксированной длины, 7- кабель электропитания датчиков и канала обратной связи, 8- штатный кабель электропитания ПЭД, совмещающий функцию обратной связи со станцией управления, 9- станция управления скважиной.
Рисунок 5 – Расположение датчиков давления для определения содержания свободного газа на приеме глубинного насоса
Исходные данные для расчетов двух ситуаций на скважине приведены в табличном виде:
Таблица 1 – Исходные скважинные характеристики
| Параметр | Скважинная ситуация | |
| первая | вторая | |
| 1. Давление по верхнему датчику Р1, атм | 49,6 | 45,0 |
| 2. Давление по нижнему датчику Р2, атм | 50,5 | 45,7 |
| 3. Среднее давление по двум датчикам Рср., атм | 50,05 | 45,35 |
| 4. Плотность водонефтяной эмульсии при давлении Рср. | 1000 | 950 |
| 5. Плотность газа при Рср., кг/м3 | 50 | 45,4 |
|
|
|
Первая ситуация:
Содержание свободного газа равно 0,086 или 8,6 %. Это относительно небольшая величина, и если электроцентробежный насос выдает оптимальную производительность, то станция управления насосом оставляет эту скважинную ситуацию без изменений.
Вторая ситуация:
Содержание свободного газа равно 0,26 или 26 %. Это выходит за рамки допустимого значения ССГ, поэтому контроллер станции управления должен, во-первых, проинформировать персонал предприятия о том, что скважина работает не в оптимальном режиме и, во-вторых, предпринять меры по снижению ССГ. Путем понижения частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД глубинной установки, снижается и производительность электроцентробежного насоса. Это в свою очередь приведет к приближению динамического уровня к устью скважины, повышению давления в зоне насоса и снижению содержания свободного газа на приеме насоса до приемлемой величины – менее 20 %.
Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 27; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!