Материал: Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи Учеб, пособие для ву

Скачать

Заказать новую работу

Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам


69






р





Рис. 2.14. Диаграмма изменения
давления на приеме насоса


Ртх

Ртх


Р в жидкости (Ящ)

РНМТ РШ (Рш Рсм)/Рш’

(2.36)


При остановке головки ба­лансира в нижней мертвой точ­ке нагрузка равна весу штанг


где Яш — вес штанг в воздухе; рш (рсм) — плотность стали штанг и смеси в НКТ соответственно.

При остановке головки балансира в верхней мертвой точке об­щую нагрузку определяют по формуле


где Япл — площадь плунжера; рвн — давление на выкиде насоса:


Плотность смеси в НКТ определяется по (2.36).

Сравнение расчетов по изложенной методике с результатами измерения давления на приеме насосов показало, что погрешности не выходят за пределы 6 %.

Задача 2.23. Определить давление на приеме насоса. На­сос спущен на глубину Н = 1016 м, Япл = 14,5 см2, устьевое дав­ление ру = 0,2 МПа, масса колонны штанг 2580 кг. Нагрузка при остановке головки балансира в верхней мертвой точке 32380 Н, в нижней 22520 Н.

Решение. Определим плотность смеси в НКТ по (2.36)

Рсм = Рш (! - рш!рш) = 7800 П - 22520/(2580 9,81)] = 860 кг/м3,

давление на выкиде насоса по (2.39)

рвн = 860-9,81 ■ 1016 + 0,2- 10е = 8,77 МПа,

давление на приеме по (2.38)

рпн = 8,77-106 — (32 380 — 22 5 20)/(14,5-10“4) = 1,97 МПа.

Если прием насоса оборудован хвостовиком, то погрешность в определении давления в затрубном пространстве на уровне приема насоса по вышеописанной методике будет больше вследствие раз­ницы в плотности смеси в хвостовике и затрубном пространстве. $ > В гл. 11 приведена методика определения плотности смеси в об­водненных скважинах на учас' забой скважины — прием насоса (башмак НКТ).


Р — р F

вмт ^пн пл-


Из (2.37) находим давление на приеме насоса


Рпн = Рвн (Р ВМТ Р НМТ )/Р пл.





(2.37)


(2.38)


Рвн — РсмЗН 4" Ру-


(2.39)


60


Эксплуатация центробежными электронасосами

При исследовании скважин, оборудованных ЦЭН, широко ис­пользуются методы, применяемые при эксплуатации скважин штан­говыми скважинными насосными установками. Это применение сква­жинных манометров для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в сква­жине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы исследования, присущие лишь данному способу эксплуата­ции скважин.

Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером.

Давление на приеме рпн можно определить расчетным путем по давлению на выкиде насоса рвн, измеряемому манометром, спу­щенным в НКТ, и напору Я0, развиваемому насосом при закрытой манифольдной задвижке [12], после чего насос некоторое время подает жидкость, сжимая газожидкостную смесь в НКТ. Затем подача насоса становится равной нулю, о чем можно судить по ста­билизации давления на устье (ру). При нулевом режиме работы насоса давление на выкиде складывается из давления, создавае­мого насосом р„, и гидростатического давления столба жидкости в затрубном пространстве над насосом—давления на приеме

Рвн = Рн “Ь Рпн- (2.40)

Перед закрытием скважина работала на установившемся ре­жиме, которому соответствовал определенный динамический уро­вень Яд. Считается, что с момента закрытия манифольдной зад­вижки и до установления нулевого режима работы насоса измене­нием уровня жидкости в скважине за счет работы пласта можно пренебречь. Зная напор насоса при нулевой подаче Я0 по его пас­портной характеристике и среднюю плотность смеси в насосе рсм „, определяют давление, создаваемое насосом

Рн = Яврсм нSt (2-41)

и по (2.40) рассчитывают давление на приеме насоса.

В рассмотренном методе помимо изменения уровня после за­крытия скважины существует еще один источник погрешностей. Работающий в скважине.насос со временем изнашивается, поэтому паспортное значение напора при нулевой подаче может не соответст­вовать фактическому.

И, наконец, последний, наиболее простой и наименее точный метод: определение коэффициента продуктивности по показаниям давления на устье. Обычно целью подобных исследований является качественное выявление причины уменьшения дебита скважины: ухудшение свойств призабойной зоны или износ насоса.

Запишем уравнение (2.40), заменив рви и рпн их значениями, а также учитывая равенство (2.41)

Рсмgft + Ру = #0Рсм н3 -\

(Н — Яд) рсм затр|?


61



или





Рем н


Рем н§


Рем затр — Рем ^ Рем н


(2.42)


где Н — глубина спуска насоса; рСМзатР— плотность смеси в за- трубном пространстве над приемом насоса; рсм — средняя плот­ность смеси в НКТ; рсмн— средняя плотность смеси в насосе.

Уравнение (2.42) можно записать после остановки скважины, работавшей на разных режимах с дебитами Q1 и Q2, которым со­ответствовали неизвестные нам динамические уровни #д и #д, восстановившиеся давления на устье после закрытия манифольд- ной задвижки будут ру и ру. Так как напор, развиваемый насосом при нулевой подаче, в обоих случаях одинаков, то правые части уравнения (2.42) можно приравнять:


Рсм затр гг' . Ру Рсм затр Рсм ц _

; Нд+' - — —

Рсм н Рсм н8 Рсм н


Если допустить, что плотность смеси в затрубном пространстве

и насосе одинакова, т. е.' рс„ затР /рсмн = Рсм затр /ремн-ь а также, что плотности смеси в затрубном пространстве, насосе и НКТ при работе скважины на различных режимах остаются постоянными, ЧТО равносильно (рсм затр — рсм)/рсм н = (Рсм затр Рсм)/Рсм н, ТО (2.43) упростится


Если принять приблизительно равными средние плотности смеси в насосе и в скважине на участке от забоя до динамического уровня, то на основании (2.44) получим


Задача 2.24. Определить коэффициент продуктивности сква­жины, эксплуатирующейся центробежным погружным электро­насосом. Скважину исследовали на двух режимах при дебитах Q1 = 150 т/сут, Q2 = 100 т/сут. После отработки на каждом ре­жиме манифольдную задвижку закрывали и замеряли устьевое давление: р'у = 2,65 МПа, ру = 3,24 МПа. Средняя плотность смеси в скважине, затрубном пространстве и насосе была одинако­вой 800 кг/м3, средняя плотность смеси в НКТ после работы сква­жины на первом режиме рсм = 730 кг/м3, на втором режиме Рсм = 750 кг/м3. Глубина подвески насоса 1000 м.

Решение. Решим задачу двумя способами. В первом случае пренебрежем различием в плотности смеси в НКТ, которое менее





(2.43)


Т Ру/(Рсм
Н s') Нц + Ру/(рсм н £)■


(2.44)


2)/о>;-/>;)■


(2.45)


62





  1. %. В этом случае изменение депрессии на пласт определится из (2.44)

{Нд— Я^) рсми g = ру—Ру = 3,24 — 2,65 = 0,59 МПа, а коэффициент продуктивности


К = (0, - 2)/(Ру - Ру) = (150 - 100)/0,59 = 85 т/(сут-МПа).

Если не пренебрегать изменением плотности смеси в НКТ, то изменение депрессии нужно рассчитывать по (2.43):

(^Д ^д) Рсмн 8

Ру Ру “Ь (Рем _ Рем) ВН

= 3,24-106— 2,65-10° + (750 — 730)-9,81 ■ 1000 = 0,79-106 МПа,

К = (! - 02)/[(Нл-Н2) PCMCg] = (150- 100)/0,79 = 63 т/(сут-МПа).

Здесь рсм с = Рем н (плотность смеси в скважине и насосе равны). Погрешность в определении коэффициента продуктивности по последней методике [формулы (2.44) и (2.45) ] оказалась рав­ной 35 %.

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

Исследование скважин при неустановившемся режиме филь­трации — это исследование при режиме, изменение которого про­исходит только под действием упругих сил пласта и насыщающих его жидкостей. По существу это исследование перехода работы пласта с одного установившегося режима на другой под действием этих сил.

Допустим, скважина долгое время не работала, затем пущена с постоянным дебитом. Со временем воронка депрессии углубляется и распространяется. Приток жидкости в скважину и движение ее по пласту происходят лишь за счет упругих сил расширения жидкости и породы. Это будет происходить до тех пор, пока воронка депрессии не достигнет контура питания или границы зоны дрени­рования данной скважины, тогда помимо упругих сил на законо­мерности движения жидкости начнут оказывать влияние силы на » контуре или граничные условия. То же происходит и при остановке скважины, работавшей на установившемся режиме. Допустим, скважина закрыта на забое. В первое время градиенты давления на удалении от скважины остаются теми же, значит приток жидко­сти в область скважины продолжается, более того, с тем же деби­том. Притекающая жидкость сжимает жидкость, находящуюся в порах, давление в призабойной зоне растет. И растет оно только за счет упругости жидкости и породы до тех пор, пока зона наруше­ния режима (зона восстановления давления), расширяясь, не до­стигнет границ пласта или области дренирования.


Такая же картина наблюдается и при переходе с одного уста­новившегося режима на другой. Скорость расширения зоны нару-


63



Рис. 2.15. Расширяющаяся зона нарушения ре-
жима в неоднородном пласте


шения режима зависит от свойств породы
и жидкостей и пропорциональна коэффи-
циенту пьезопроводности

х = fc/[p (трж + рс)]. (2-46)

Так как продуктивный пласт неодноро-
ден, то расширяющаяся зона нарушения ре-
жима будет неправильной формы (рис. 2.15).

При интерпретации данных^исследования принимают расширяю-
щуюся зону за круговую с радиусом R, соответствующим опреде-
ленному времени t, прошедшему с момента изменения режима.
Свойства продуктивного пласта на расстоянии R от скважины при-
нимаются одинаковыми — средними по пласту.

Вследствие того, что изменение режима происходит за счет уп-
ругих сил, при интерпретации используют уравнение упругого
режима. Для решения задач, которые ставятся при исследовании
скважин, вполне достаточно точности, которую можно получить
при использовании приближенного уравнения упругого режима

Ар = [QpKAnkhj] In (2,25х//^). (2.47)

При исследованиях давление замеряют на стенках скважины (на расстоянии гс), поэтому погрешность расчетов по (2.47) по срав­нению с точным решением будет меньше 1 % уже через доли се­кунды после изменения режима [30].

В полулогарифмических координатах зависимость (2.47) пред­ставляет прямую (рис. 2.16), и если средние свойства продуктив-


АРзаЬ'МПв








Рис. 2.16. Кривая восстановления давления в координатах Ар и lg t


64



РъоЬ,мпа






Рис. 2.17. Кривая восстановления давления, построенная по данным иссле­дования скважины


ного пласта не меняются на различных расстояниях от скважины, то угловой коэффициент i остается постоянным. При изменении средней проницаемости пласта меняется угловой коэффициент (гх и i2 на рис. 2.17). К сожалению, решение обратных задач гидро­динамики не однозначно, причины изменения углового коэффици­ента могут быть и другими.

Расстояние, на котором изменились свойства пласта и которое соответствует времени П (см. рис. 2.17), можно определить по (2.21). Характеристики пласта (kh/\i или k), определяемые при исследо­вании скважин на неустановившемся режиме, являются средними на расстоянии R от скважины, но они не искажены влиянием со­седних зон, ни зоны, прилегающей к скважине, ни удаленных участ­ков пласта.

Формула (2.47) является уравнением упругого режима и опи­сывает изменение давления на стенках скважины, пока область нарушения установившегося режима не достигнет границы зоны дренирования скважины. После этого помимо сил упругости на­чинают действовать граничные условия и уравнение (2.47) стано­вится недействительным. Максимальный период, для которого справедлива формула (2.47), или максимальная продолжительность исследования методом восстановления давления определяется по (2.22).

Отклонение от прямолинейной зависимости при обработке экс­периментальных данных в полулогарифмических координатах на­блюдается не только при времени большем, чем определенное по (2.22), но также и на начальном участке КВД. Если фонтанную скважину закрывают на устье или останавливают насос, то поступ­
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/115988

Смотрите также:

2014 biblioonline ru