25156 (Южно-Ягунское нефтяное месторождение), страница 14

w_г0 = 2 см/с, при B 0,4,

w_г0 = 17 см/с при B > 0,4.

Для наклонных скважин по таблице 2, в которой задано увеличение скорости газа при наклоне ствола 45 относительно вертикального ствола при различных газосодержаниях. Для углов от 0 до 45 и значения линейно интерполируются.

Таблица 5.14 Газосодержание

9. Определяют коэффициент сепарации, Кс свободного газа на приеме насосной установки, по формулам:

Для скважинного штангового насоса:

K_с = K₀/[1+1,05Q_ж/(w_г F_эк)],(28

где K₀ - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи, определяемый по формуле: K₀ = 1 - (d_т/D_эк)²; (29)

F_эк - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м².

Для центробежного электронасоса

K_с = 1/[1+1,05Q_ж/(w_г f_з')], (30)

где f_з' - площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м².

f_з' =  (D_эк²-d_н²)/4. (31)

1. Объем свободного газа, поступающего в затрубное пространство, рассчитывается по формуле:

V_гз = V_г K_с. (32)

Расчет динамического уровня при P_пр0

Находим распределение давления, газосодержания и плотностей в затрубе.

Расчет ведется снизу-вверх. Начальное давление P = P_пр0. Начальное значение L_дин0 = L_подв.

1. Истинное газосодержание в затрубном пространстве при давлении P, определяется по формуле:

_г = V_гз P_пр0 / P / w₀ / f_з, (33)

где f_з - площадь межтрубного пространства, м²:

f_з =  (D_эк²-d_т²)/4. (34)

2. Плотность газа всплывающего в затрубном пространстве при давлении P, рассчитывается по формуле:

_гз = _г P T₀/ (P₀ T_пл), (35)

3. Плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве давлении P, рассчитывается по формуле:

_{см з} = _гз _г + _н (1 - _г). (36)

4. Градиент давления давлении P, определяется по формуле:

(dP/dH)=_{см з} g cos() 10^-6 (37)

5. Уменьшаем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

6. Находим новое значение P уменьшая его на значение P, по формуле:

P = (dP/dH) H. (38)

7. Возвращаемся к пункту 1 раздела 5.7.3

Цикл расчета динамического уровня ведется до тех пор когда: а) значение истинного газосодержания по рассчетам пункта 1 (согласно раздела 5.7.3) становится равным и больше единицы; б) текущее значение давления P равным или меньше атмосферного (0,1 МПа); в) уровень на этапе 5 согласно раздела 5.7.3 уменьшился до нуля.

Полученное на этапе 5 раздела 5.7.3 последнее значение и будет динамическим уровнем при давлении на приеме равном P_пр0.

Значение динамического уровня L_д0 полученное при первой итерации (т.е. при P_пр0, рассчитанном в пункте 1 согласно раздела 5.7.2. ) будет при наличии свободного газа на приеме меньше заданного L_д. Поэтому давление P_пр0 уменьшают и возвращаются к пункту 2 раздела 5.7.3. Значение шага P_пр0 определяется необходимой точность расчета давления, как правило это P_пр0 = 0,1 МПа (1 атм). Можно также использовать переменный шаг для ускорения расчетов: P_пр0 = 0,05 (L_д - L_д0) _н g _г10^-6. Расчеты продолжают до тех пор пока расчетное значение динамического уровня L_д0 на очередной итерации станет равно или несколько больше (это зависит от значение шага P_пр0 ) заданного L_д.

Полученной таким образом P_пр0 и будет являться расчетным давлением на приеме насосной установки при заданном динамическом уровне L_д.

5.7.4 Расчет забойного давления

При расчете забойного давления используется давление на приеме полученное в предыдущем разделе. Расчет ведется сверху-вниз от глубины подвески установки до забоя (верхних дыр перфорации).

Начальное давление P = P_пр0. Начальное значение L = L_п.

1. Определяем газовый фактор G, объем свободного газа V_г, плотности свободного (_гс*) и растворенного (_гр*) газов, остаточную газонасыщенность (Г), объемный коэффициент нефти (b_н) и дебит жидкости (Q_ж) при давлении P (по формулам 16-27 согласно раздела 5.7.3. ) алгоритма расчета давления на приеме).

2. Находим расходное объемное газосодержание при данном давлении P, по формуле:

_г = V_г / (V_г +Q_ж). (39)

3. Определяется относительная скорость газовой фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси определяется по формуле:

w_см=4(Q_ж+V_г)/(D_эк²).

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

_г = _г w_см / (w_см +w_го). (41)

6. Приведенная плотность газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг* = _н*/b_н(1+ 1,293_гр*10^-3 Г). (42)

7. Плотность жидкости определяется по формуле:

_ж = _н (1 - B)+_в B. (43)

8. Плотность газожидкостной смеси рассчитывается по формуле:

_см = _ж (1-_г) + _{г г}.(44)

9. Вязкость нефти при при пластовой температуре определяется по формуле:

_нпл = 1 / c (c _н20)^A,(45)

где

b=2,5210^-3 1/C, c=10 при _н20 >1000,

b=1,4410^-3 1/C, c=100 при 10 _н20 1000,

b=0,7610^-3 1/C, c=1000 при _н20 <10;

A=1/( 1+b(t_пл-20)lg(c_н20) ). (46)

10. Вязкость газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг=A_нпл^B,(47)

где

A = exp(-87,24 10^-4 Г* + 12,9 10^-6 (Г*)²); (48)

B = exp(-47,11 10^-4 Г* + 8,3 10^-6 (Г*)²); (49)

Г* - газонасыщенность нефти объемная при 15С и атмосферном давлении в м³/м³, которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Г* = 0,983 (1+5 _н ) _н G₀ 10^-3, (50)

где _н = 10^-3 2,638 (1,169-_н*) при 0,78 _н0,86, (51)

_н = 10^-3 1,975 (1,272-_н*) при 0,86< _н0,96; (52)

10. Вязкость водонефтяной эмульсии

Находим критическую скорость, по формуле:

w_кр = 0,064 56^B (g D_эк)^1/2 (53)

Если обводненность B 0,5 и скорость смеси w_см > w_кр, то тип эмульсии - "вода в нефти" и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

w_сд = 8 w_см / D_эк, (54)

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 B²) / w_сд ^{0,48 B} (55)

Если A>1, то _см = A _нг (1 + 2,9 B) / (1 - B). (56)

Если A1, то _см = _нг (1 + 2,9 B) / (1 - B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси w_см < w_кр, то тип эмульсии - "нефть в воде" и расчет вязкости ведется так:

_см = _вод 10^{3.2 * (1 - B)}. (58)

11. Число Рейнольдса по жидкой фазе определяется по формуле:

Re_ж=w_см²D_эк_ж/_см (59)

12. Коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, определяется по формуле:

 = 0,067(158/Re_ж +2/D_эк)^0,2, (6о)

где  - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина,  = 1,410^-5).

13. Градиент потерь давления на трение, рассчитывается по формуле:

(dp/dH)_тр =  w²_см _см 10^-6/(2D_эк). (61)

14. Суммарный градиент давления, определяется по формуле:

(dp/dH) = 10^-6 _см cos +(dp/dH)_тр. (62)

15. Увеличиваем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение P.

P = (dP/dH) H. (63)

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения L_скв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно –Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Продолжение таблицы 5.15

ВЫВОД

1. Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м³/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м³/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.

1. Выполнен анализ эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на Южно-Ягунском месторождении. Результаты анализа показали, что основными причинами аварийности установок являются:

• старение оборудования;

• увеличение осложненного фонда (механические примеси, парафиноотложения, солеотложения, рост обводненности продукции скважин);

• рост малодебитного фонда.

Средний МРП по скважинам, оборудованным УЭЦН, составляет 435суток.

А также был проведен анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. Результаты показали ( рисунка 5.2 ), что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось за счет общего количества ремонтов, а также за счет совершенствования расчетов по подбору оборудованию, повышения качества монтажа установки и спуска её с учетом кривизны скважины, газовым фактором и т.д.

3. Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных