Free Student HQ / FSHQ / "Штаб-Квартира свободного Студента"

Методика оптимизации работы глубинно-насосных
скважин на месторождениях с высоковязкой нефтью

Задача оптимизации состоит в установлении в скважине на определенной глубине такого насосного оборудования и режима его работы, которые обеспечивали бы получение заданного дебита жидкости из скважины с минимальными затратами.

Методика оптимизации разработана в «РосНИПИТермнефть» совместно с МИНГом им. И. М. Губкина и предназначена для выбора типоразмеров глубинно насосного оборудования и рабочих параметров ШГНУ, обеспечивающих оптимальный режим их эксплуатации, и может быть использована при проектировании и текущей эксплуатации глубинно-насосных скважин с дебитом не менее 6—7 м³/сут. при вязкости продукции не более 1000 мПа-с. Методика учитывает изменение продуктивности под действием тепла на пласт.

Критерием оптимальности является достижение минимума приведенных затрат на подъем нефти при обеспечении планового отбора жидкости из скважины.

Оптимизация работы насосных скважин состоит из двух основных частей:

— первая часть — собственно методика — служит для расчета технологических и экономических показателей работы ШГНУ при планируемом режиме эксплуатации скважин и определенном варианте компоновки насосного оборудования;

— вторая часть служит для перебора вариантов компоновки оборудования и выбора из них оптимального.

По рассчитанным значениям показателей выбирают типоразмеры станка-качалки и электридоигателя. Затем для данного варианта оценивают вероятные показатели надежности (число отказов и межремонтный период) работы ШГНУ и рассчитывают экономические показатели: капитальные затраты, зависящие от компоновки насосного оборудования и режима его работы.

При проведении расчетов и выборе оборудования предусматривается возможность задавать только некоторые типоразмеры из всей номенклатуры оборудования, что позволяет учесть реальные возможности материально-техническою снабжения и требование уменьшения номенклатуры применяемого оборудования.

Для каждого из вариантов рассчитывают технологические и экономические показатели и выбирают необходимое оборудование В качестве оптимального принимают вариант с минимальной величиной условных приведенных затрат на подъем нефти.

Пример определения глубины погружения насоса под динамический уровень

Определить, на какую глубину под динамический уровень необходимо погрузить насос, чтобы весь свободный газ находился в растворенном состоянии, если газовый фактор равен 10 м³/т, а коэффициент растворимости α = 0,7 м³/м³, плотность нефти — 0,95.

Количество свободного газа, приходящееся на 1 м³ нефти при давлении погружения, определяется по формуле:

Vсв = G - α * P * Vн / P + 1
где G — газовый фактор в м³/м³
α — коэффициент растворимости газа в м³/м³
Р — давление погружения, кг/см²;
Vн — объем нефти, равный 1 м³.

Так как Vсв должно быть равно нулю, то

G - α * P * Vн / P + 1 = 0, откуда Р = 14 кг/см².

Насос необходимо погрузить под динамический уровень на глубину:

h = (P * 10) / γ = (14 * 10) / 0,95 = 147 м
Не всегда представляется возможным погрузить насос под динамический уровень на такую глубину. В этом случае лучше спустить газовый якорь, которым возможно отвести свободного газа до 80%, и для растворения остаточного количества газа потребуется меньшая глубина погружения насоса.

 

 

Сайт создан в 2012 г. © Все права на материалы сайта принадлежат его автору!
Копирование любых материалов сайта возможно только с разрешения автора и при указании ссылки на первоисточник.
Яндекс.Метрика