Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН

Глубина подвески насоса определяется:

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать


. (11.1)

По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.

Если уравнение притока известно


,

то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим


(11.2)


или


,

откуда


, (11.3)

где ρср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.

Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Hc, получим глубину динамического уровня Hд от устья


. (11.4)

Если скважины наклонны и φ1 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.

С учетом кривизны искомое Hд будет равно


. (11.5)

Здесь Нс - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.

Величина Нп - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Величина Ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная


. (11.6)

Здесь ρн, ρн - плотности нефти и воды.

Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.

Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики


, (11.7)

где С - линейная скорость потока, м/с,


. (11.8)

Здесь Qн и Qв - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.

Как правило, hтр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.

Величину НГ можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.

Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Нг. По этой причине в уравнение (11.1) Нг входит с отрицательным знаком.


Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:

1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»


Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),

характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.