Расчет давления на приеме насосной установки

Давление на приеме находится методом последовательного приближения (итераций) с переменным (адаптивным) шагом. На каждом шаге итерации находится расчетное значение динамического уровня по начальному значению давления на приеме и сравнивается с заданным динамическим уровнем. Затем корректируется начальное заданное значение давления на приеме и так до тех пор пока не будет достигнута заданная точность.

1. Задаются начальным значением давления на приеме. Оно необходимо для того чтобы начать численный расчет, определяемый по формуле:

P_пр0 = _н·g· (L_п-L_д) · 10^-6 + P_зт. (15)

Объем свободного газа поступающего в затрубное пространство

2. Определяют газовый фактор,G,м³/м³ при давлении P=P_пр0. по формуле:

G = G₀·R· (D₁· (1 + R) - 1),(16)

гдеD₁ = 4,06 · (_н* ·_г* - 1.045), (17)

_н*- относительная плотность нефти к воде (плотности воды при4°С и 0,1 МПа) равной 1000 кг/м3);

_г*- относительная плотность газа к плотности воздуха (плотности воздуха при 0°С и 0,1 МПа равной 1,293 кг/м³);

R = Log(n) / Log(10 · P_нас), (18)

n = P/ P_нас. (19)

3. Приведенная плотность свободного газа при разгазировании, ρVгс,кг/м³,на приеме насосной установки (P=P_пр0), определяется по формуле:

_гс* = Ш_гt· (_г* - 0,0036 · (1 + R) · (105,7 + U₁· R)), (20)

где Ш_гt= 1 + 0,0054 · (t_пл - 20); (21)

U₁ = _н* ·G - 186; (22)

R = lg(n) / lg(10 ·P_нас); (23)

n = P / P_нас.

4. Приведенная плотность растворенного газа рассчитывается по формуле:

_гр* = G₀ / Г · (_г* - _гс* · G / G₀),

гдеГ = G₀ - G - остаточная газонасыщенность, т/м³.

5. Определяют объемный коэффициент нефти при (P=P_пр0), по формуле:

b_н = 1 + 1,0733 ·_н* · · 0,001 * Г - 6,5 · 10^-4· P_, (24)

где = 3,54 · (1,2147 - _н*) + 1,0337 ·_гр* +

+5,581 ·_н* · (1 - 1,61 * _н* · 0,001 · Г) · 0.001 · Г *(25)

6. Дебит жидкости на приеме рассчитывается по формуле:

7.

Q_ж = Q_ж0· (1 - B) · b_н + Q_ж0 * B. (26)

8. Рассчитывают объем свободного газа Vг,м³ на приеме насосной установки, приведенный к стандартным условиям при P=P_пр0. по формуле:

V_г = G · (1 - B) · Q_ж· z · P₀· T_пл / (P _пр0· T₀), (27)

где z - коэффициент сверхсжимаемости (принимается равным 1);

P₀ - стандартное давление равное 0,1 мПа;

Т₀ - стандартная температура равная 293°К (20°С).

8. Относительную скорость газа w_г определяем следующим образом.

Для вертикальных скважин:

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

Газосодержание	Wг45/wг0
0,1	1,07
0,2	1,14
0,25	1,4
0,3	1,6
0,35	1,8
0,4	1,96

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

Для скважинного штангового насоса:

K_с = K₀/[1+1,05·Q_ж/(w_гF_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+1,05·Q_ж/(w_гf_з')], (30)

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

f_з' = · (D_эк²-d_н²)/4. (31)

9. 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 - 5м).

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 порассчетам 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 давлениеP_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 ·_г·10^-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.

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 газосодержаниепри 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)

j_г =_гw_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-j_г) + _г·j_г.(44)

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

_нпл = 1 / c· (c·_н20)^A,(45)

где

b=2,52·10^-3 1/°C, c=10 при _н20>1000,

b=1,44·10^-3 1/°C, c=100 при 10 £_н20 £1000,

b=0,76·10^-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 15°С 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)

ЕслиA£1, 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_см²·D_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,  = 1,4·10^-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 - 5м).

16. Находимновое 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 подбораоборудования и установления оптимального режиманаскважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путемувеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

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

Куст

скв

Насос

Н Дин

Р дин

м3\с

%

т\с

Мероприятия

м3\с

%

т\с

Прирост

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

ТД450

см.ТД450*Э-60 пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

НВ29

см.НВ29*НН44, пром.забоя

FS950

0,2

см.FS950*Э-160, пром.забоя

Э-25

см.Э-25*Э-50, пром.забоя

Продолжение таблицы 5.15

ТД750

см.ТД750*Э125, пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

НН44

0,3

см.НН44*Э-25, пром.забоя

Э-50

см.Э-50*Э-80, пром.забоя

Э-80

см.Э-80*Э-125, пром.забоя

Э-25

см.Э-25*Э-50, пром.забоя

ТД280

см.ТД280*Э-60, пром.забоя

	Технологический расчет на внедрение УЭЦН
	на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
	Исходные данные
	Пластовое давление, Р пл. атм.
	Давление насыщения, Р нас. атм.
	Давление коллектора, Р кол. атм.
	Верхняя точка перфорации Н перф, м
	Глубина верхней точки перфорации по вертикали Нкр, м
	Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут.
	Обводненность В,%
	Удельный вес нефти н,г/см3	0,85
	Удельный вес воды в,г/см3	1,014
	Удельный вес пластовой жидкости ж,г/см3	0,87
	Динамический уровень Н дин, м
	Затрубное давление Р затр, атм
	Глубина спуска насоса Н учт., м
	Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3/сут.
	Потери напора в НКТ h тр, м

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.

2. 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 анализремонтов 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

УЭЦН, рекомендуется проведение следующих мероприятий:

- применение износостойких, антикоррозионных рабочих органов

внасосных установок, в частности углепластиковых;

- обработка скважин ингибиторами солеотложений, парафиноотложений иприменение рабочих органов насосов со специальным покрытием или выполненных из специальных материалов;

- применение поднасосных газосепараторов и диспергаторов;

- применение механических скребков для борьбы с

парафиноотложениями.

4.Для повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, необходима оптимизация режимов их работы. Анализ этихрежимов показал, что по большинству скважин наблюдаются завышенныеглубины спуска ЭЦН.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работыскважин 1508/133, оборудованной УЭЦН. Результаты расчета показали, что только за счет оптимизации режимов работы этой скважин можно получить увеличение дебита нефти и за счет уменьшения глубины спуска ЭЦН сэкономить НКТ и кабель.

6.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.

6.1Оптимизация режима работы скважин

Процесс оптимизации включает в себя выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации режимов работы скважин и оборудования, подбор УЭЦН к скважинам, выдачу и внедрение рекомендаций.

Критериями оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН, являются прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Одной из важнейших задач оптимизации работы скважины является правильный выбор соответствующего типоразмера для смены предыдущего насоса и для конкретных условий эксплуатации каждой скважины, т.к. это в конечном итоге, определяет экономическую эффективность подъема продукции скважины на поверхность.

При оптимизации режима работы скважины производят смену насоса УЭЦНс меньшего на больший типоразмер. Подбор производят исходя из существующих параметров вручную или с помощью компьютера.

На Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1 было выполнено 18 оптимизаций режима работы скважин, оборудованных УЭЦН. Произведем экономический расчет полученного прироста добычи нефти на скважине 1508 куст 133. Расчетный период примем -12 месяцев 2003 года.

Таблица6.1Исходные данные для расчета НПДН и ЧТС.

№п/п	Показатели	Ед. измерения	Абсолютные значения
1.	Объем внедрения	Скважина
2.	Дополнительная добыча нефти	Тыс. тонн	13,87
3.	Цена нефти(за 1т.)	Руб.
4.	Стоимость одного ремонта	Тыс. руб.
6.	Условно-переменные затраты на добычу 1т нефти	%
7.	Себестоимость добычи 1тонны нефти	Руб.
8.	Налог на прибыль	%
9.	Коэффициент инфляции	%
10.	Ставка дисконта	%

6.2Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

Основным показателем оценки мероприятия НТП является поток денежной наличности за расчетный период.

Прирост потокаденежной наличности на всех этапах мероприятия определяется по формуле:

ΔПДНt =ΔВt-ΔИt-Кt-ΔНt., ( 6.1 )

гдеΔВt– прирост выручки от проведения мероприятий в t-омгоду, тыс.руб.

ΔИt – прирост текущих затрат в t-омгоду, тыс.руб.

К t– капитальные затраты в t-омгоду связанные с проведением мероприятия, тыс.руб.

ΔНt – прирост величины налоговых выплат в t-омгоду,тыс.руб.,

Прирост выручки (Вt) может быть вызван либо увеличением обьема реализации нефти и газа

По мероприятию, связанному с увеличением добычи равна:

ΔВ(Q)t= ΔQt* Цt, ( 6.2 )

гдеЦt – цена нефти за расчетный период, тыс.руб. / т.

Дополнительные текущие затраты по мероприятию НТП можно расчитать следующим образом

ΔИt– текущие издержки в году t,

ΔИt= Идопt + Имерt, ( 6.3 )

гдеИдопt– текущие затраты на дополнительную добычу,тыс.руб.

Имерt– текущие затраты в t-ом году на проведение работ по реализации мероприятия, тыс.руб.

Имерt= Ср*n, ( 6.4 )

гдеСр – стоимость одного ремонта

n – количество оптимизаций.

Идопt= ΔQt* Упер., ( 6.5 )

гдеУпер. – условно-переменные затраты, тыс.р/т.,

К – капитальные затраты за расчетный период,т.руб.(К=0)

Все затраты ирезультаты, осуществляемые в разные годы, должны приводиться к одному расчетному году( tр ), в качестве которого берется год,предшествующий технологическому эффекту. Для этого применяют коэффициент дисконтирования:

tр – t

d=( 1+Ен.п. ), ( 6.6 )

гдеЕн.п. – нормативный коэффициент приведения.

t р – расчетный год,к которому приводятся затраты и результаты.

Чистую прибыль рассчитываем по формуле:

Пчис. = Пвал. – налоги.