Техничecкaя характеристика насоса, предназначенного для проведения работ в скважине

Градиент давления на стенке скважины, согласно закону Дарси, равен:

=, (135)

где W_ж -- скорость фильтрации пластовой жидкости;

µ_ж -- коэффициент динамической вязкости жидкости;

К - коэффициент проницаемости;

r_с - радиус скважины по долоту.

Выражая скорость фильтрации через расход жидкости и площадь поверхности фильтрации на стенке скважины и приравнивая градиент давления критическому, получаем формулу для расчета критического дебита скважины:

Q_{жкр =} (136)

_или Q_{жкр =} (137)

где h - толщина пласта; х - коэффициент гидропроводности,

х = (138)

Коэффициент гидропроводности х можно найти из коэффициента продуктивности:

x= (139)

где K_прод - коэффициент продуктивности, определяемый при обработке данных гидродинамических исследований (по индикаторной линии),

K_{прод = (140)}

где Др_пл - депрессия на пласт,

Др_пл = р_пл - р_заб ; р_пл и р_заб -пластовое и забойное давления.

При откачке чистой нефти принимают Q_ж=Q_н. При откачке обводненной нефти расчет выполняют как по нефти, так и по воде. Соответственно, необходимо иметь значения коэффициента продуктивности по нефти и по воде.

Если фактическая подача насоса оказывается меньше критического дебита, то выноса песка и каких-либо осложнений, с ним связанных, в работе насоса не будет. В противном случае необходимо предусматривать мероприятия по борьбе с песком.

Пример 13. Проверить условие выноса мелких фракций песка из пласта в скважину.

Исходные данные: дебит жидкости Q_ж=20 м³/сут.; коэффициент продуктивности К_прод ⁼ 40 м³/сут МПа; плотность породы _п ⁼ 2600 кг/м³ ; плотность жидкости _ж = 900 кг/м³; радиус зоны дренирования R_к = 300 м; радиус скважины по долоту r_с = 0,1 м.

Коэффициент гидропроводности:

x= =

Критический дебит жидкости:

Qжкр = =

=

Так как Q_ж>Q_жкр, будет проявляться вынос песка из пласта в скважину. Необходимо предусмотреть меры защиты насоса от абразивного износа.

9.4 Образование водонефтяной эмульсии

Некоторые нефти при движении с водой образуют эмульсию, вязкость которой существенно больше вязкости отдельно взятых жидкостей. Откачка эмульсионной нефти увеличивает затраты энергии на ее перекачку и снижает коэффициент полезного действия насоса. Кроме того, увеличивается перепад давления на всасывающем клапане насоса, что приводит к дополнительному выделению из нефти газа. Эмульсионная жидкость выносит с забоя скважины более крупные частицы горной породы, что усиливает абразивный износ подземного и наземного оборудования.

Возможны два типа эмульсии: эмульсия вода в нефти (В/Н) и эмульсия нефть в воде (Н/В). Тип эмульсии оценивают по объемной доле воды В и критической скорости движения эмульсии:

(141)

Если В ? 0,5 и V_ж > w_экр - эмульсия типа (В/Н).

Если В ? 0,5 и V_ж <w_экр или В > 0,5 - эмульсия типа (Н/В).

Кажущаяся динамическая вязкость эмульсии определяется, прежде всего, ее типом.

Для эмульсии (В/Н) коэффициент динамической вязкости эмульсии равен:

=(1 + 2,9В)/(1-В), (142)

где , если ; если ;

(143)

(144)

Для эмульсии типа (Н/В) коэффициент динамической вязкости равен:

= (145)

Глубина спуска насоса при откачке эмульсионной нефти со свободным газом определяется по кривой распределения давления, рассчитанной с учетом вязкости соответствующего типа эмульсии. Расчет можно вести по приближенным формулам пункта 7.2.

Пример 14. Определить тип и вязкость водонефтяной эмульсии.

Исходные данные: обводненность продукции скважины В = 0,4; диаметр эксплуатационной колонны d_эк = 0,15 м; дебит жидкости Q_ж = 20 м³/сут.; коэффициент динамической вязкости воды _в = 0,9 мПас.

Критическая скорость движения эмульсии:

.

Так как В < 0,5 и V_ж < W_экр, то будет иметь место эмульсия типа (Н/В). Коэффициент динамической вязкости эмульсии типа (Н/В):

Эмульсия типа (Н/В) будет иметь место при эксплуатации всех моделей УЭДН5. В руководстве по эксплуатации установок УЭДН5 не даются ограничения по вязкости откачиваемой нефти. Принимая условие, что вязкость эмульсии (Н/В) не должна быть больше вязкости нефти, можно определить минимально допустимую обводненность скважинной продукции (таблица 2).

Таблица 2. Минимально допустимая обводненность скважинной продукции

10. Рекомендации по снижению влияния отрицательных факторов

Влияние на работу насоса установки УЭДН5 отрицательных факторов можно уменьшить при использовании стационарного нагрева откачиваемой жидкости глубинным электронагревателем.

Для нагрева рекомендуется использовать серийно выпускаемые электронагреватели различных конструкций. Мощность электронагревателя устанавливается в зависимости от технологии процесса откачки. Питание электронагревателя осуществляется по кабелю электродвигателя. Электронагреватель устанавливается ниже электродвигателя установки УЭДН5 на 50--100 м. Температура прогрева должна быть выше температуры начала кристаллизации парафина на (10-15)°С.

Повышение температуры откачиваемой жидкости исключит отложения парафина на приеме насоса, снизит вязкость водо-нефтяной эмульсии, будет способствовать разложению эмульсии, что уменьшит выносную способность жидкости по песку.

С другой стороны увеличение температуры увеличит количество свободного газа и, соответственно, уменьшит коэффициент наполнения насоса.

Расчет глубины спуска насоса, в этом случае, необходимо вести с учетом изменения температурного режима процесса откачки жидкости.

Список литературы

1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

2. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учеб. пособие для вузов/ И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. -- М.: Недра, 1984. - 272 с.

3. Рудницкий Д.Ю. Применение УЭДН на малодебитном фонде скважин ООО «РН-Краснодарнефтегаз» // Инженерная практика, №7, 2010 г.

Размещено на Allbest.ru