Министерство нефтяной промышленности
Начальник Управления по развитию техники, технологии и организации дооы^ш нефти а и газа^
штт
’Л^^нического ^ Мени'я Мгаш^тепрома
^^'р*Н-Вайднкоа
Метод оптимизации реяиме работы нефтяных скважин, оборудованных УЭДН» о учетом пространственных параметров ствола скважин
РД 39-3-1008«84
НАСТОЯЩИЙ ДОНУМЮТ РАЗРАБОТАН :
Башкирским государственным научно-исследбвательским и проектным институтом нефтяной промшяенности / Башнипинефть /
Ответственные исполнитэли:
Зав.сектором добычи нефти електропогруяными насосами, руководитель разработки, канд.техн.наук
li
При расчетах по формулам (I, 2, 3) с ростом номера и должна накапливаться погрешность s определений координат. Вопрос о точности аппроксимации <Х*2, 3) решался следующим образом. Была рассмотрена гипотетическая скважина с плоским профилем глубиной 3000 щ состоящая из вертикально прямолинейного уча-* стка длиной 300 м, дуги окружности с радиусом 680 и и раствором 60° выпуклой вниз и дуги окружности с радиусом £720 м выпуклой вверх. Положив fi * 50 м,определим точные значения Xi t tji * 2ч * к L и приближенные* рассчитанные по формулам (I, 2fi 3). Относительная ошибка при этом оказалась порядка 0,01 % (см.табл, 2), что говорит о приемлемости предложенных формул. На том т примере было исследовано влияние точности измерения величин pi, ifi , ^ назначение относительной ошибки t> , возникающей при использовании формул {I, 2, 3). К величинам pi , El прибавили случайные ошибки, равномерно распределенные симметрично около нуля в интервалах
Ъ>1] * соответственно и по рекурентным фор
мулам многократно вычислялись величины декартовых координат , УI» * кривизны Kt и соответствующие относительные ошибки. В табл. 2 приведены усредненные относительные ошибки для l ^ 9 т.е. для точки забоя. Оказалось, что для того,
чтобы величина S- была бы порядка 1%, достаточно измерять с точностью до I м, а углы р-к и if^ с точностью до I0* При этом следует отметить, что если вдоль скважины угол падения р в среднем невелик» то азимутальный угол if достаточно измерять с меньшей точностью, поскольку в формулах (X, 2, 3) все величины, зависящие от if; умножаются на Bln т.е. на малую величину,
Таблица 2
д Ь I Максимальное I Максимальное I Ма;ссимальноо1Макошальнов
Случайная ! отклонение I значение 1 значение 1 значение ошибка | Хо1, ч,0 j 1 | Л
bt в о М |
|
|
|
|
I. ь* ■ 0°
Ь^я 0®
Ь(« I И |
0,0002 |
0,0021 |
0,0012 |
0,0093 |
а. &р.« 1°
V1°
&£й I *д |
0,1237 |
1,7781 |
0,4033 |
0,0726 |
3* 30* Ж)*
&£« X м |
0,1144 |
0,8889 |
0,18919 |
0,0784 |
4# V 15*
bsf 15*
bt» 0,5 м |
0,0758 |
0,4445 |
0,0820 |
0,0780 |
6# 30* 30*
х ц |
0,1144 |
0,8890 |
0,2017 |
0,0764 |
6, &£а 3* 2*
&fc« X н |
0,0126 |
0,0594 |
0,0109 |
0,0662 |
’.4Г 2*
V 1°
5{-1м |
0,3555 |
0,05997 |
0,0109 |
0,0662 |
8, Ър,= Х° сЬ^а 2 |
0,0031 |
2,7777 |
0,40334 |
0,07257 |
3. ВЫБОР ИНТЕРВАЛА УСТАНОВКИ ЗЦН В НАНЛШНО НАПРАВШВДХ И ИСКРИВЛЕННЫХ СШШИНДХ
Выбор интервала установки УЗЦН в наклонно направленных и искривленных скважинах проводится для хавдого типоразмераУЭДН с условней вписываемости насоса в выбранный интервал без изгиба /I/.
На рис. 2 приведена схема распета условий вписываеиости УЗЦН на искривленном участке ствола скважины.
Очевидно соотношение
j _ 360 L
ТйГ
Величина К определяется из прямоугольного треугольника AON
Подставляя (7) а (3) принимая US)m, получим ^ ^ AS36 (d-de)
ос.-- (а)
Где размерности: & -град/ХОн* L , <&t? - м*
По фор&уле (8) производится расчеты максимально допустимой кривизны обсадной колонны, обесшта&а&щей работу УЗЦН з скважине без изгиба*
В приложении I приведены расчетные данные для всея типоразмеров УЗЦН*
Cxem расчета успевай! шнснваоиостн УЭДН на искривленном участке ствола с кватлгПГО
Д - РОД^С ИСГрШ!Я911ИЯ , д - ядша нскрнзяшшего участке,
t - ДЛИН* Ш$9
dt - внутренний диаметр ствола скваянии, й(й - наксгдоаяытй поперечник размер УЭЦК,
Рис. Z
IS
4. ВЫБОР ПОГРУЖНОГО аДЕКГРОДВИГАТШ К У31Щ
Условие охлаждения электродвигателя (ПЭД) обеспечивается при определенной производительности УЗЦН в зависимости от реннего диаметра обсадной колонна
Расчет минимально допустимого дебита производится в сяо-дующей последовательности:
- определяется площадь кольцевого пространства д F как разность площадей поперечного сечения обсадной колонны Р( п погружного электродвигателя Fa
aF=F,“F5 = J ■ (9)
Минимально допустимая скорость движения охлаждающей гладкости Vm)n для каждого типоразмера ПЭД определяется из каталога ^Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности1*,, ОКБ БНР М, р I960* Допустимая производительность УЗЦН, вше которой соблюдается условие охлаодатш ПЭД, определяется по формуле
Qm’m “ if' Vmin <»)
Результаты расчетов приведены в приложении Ъ» Анализ этих данных позволяет предложить следующее рекомендаций:
I. Не рекомендуется применение ПЭД 28-Х93Ш) с УЯДЬ-б в скважинах с 168 ш колоннами без разработки и применения специальных защгшшх устройств по охлаждзии*о ПЭД#
2* Возможно применение ПЭД 4О-103ДЕ5 с УЩШ-80* 23-0 п 200 в скважинах с условным диаметром до 168 ми.
3. Возможно применение УЭЦН5А в скважинах с обедаой колонной 168 ш кроме У1ЭЦН5А«1С0-2350 с ПЭД45-П7ДВ5*
16f
У1ЯИ5А-Й50-1400 и У2ЭЦН5А-360-1100 с ГОД 90-П7АВ5,
Рехомендеется ’применение этих установок в скважинах с обсадной колонной 168 мм при замене ПЭД 45-II7AB5 на ПЭД40-103АВ5 и ПЭДС 90-П7АШ на ПЭД I00-I23AB5.
5. РАСГОдаШШЕ ДАЯШШЯ В HACOOiO-ЙОМПРЕССОРИЫХ ТРУБАХ НШГШЩ СКВШН
Возможность анализа, а также прогнозирования режима работы нефтяных скважин в значительной степени зависит от распределения давления при подъеме газожвдкостной смеси в насосно-копира ^сорных трубах* В результате теоретических и промысловых исследований установлено, что для распета давления на приеме и шжнде погружного электроцентробезшого насоса приме-ншш довеетнне метода расчета распределения давления в НИХ /2, 3,4,б/.
5.1. Алгоритм расчета распределения давления в ККТ
Распределение давления рассчитывается по методу Поуиттмана и Карпентера.
5.1.1. Определение поинтервеяьной плотности газожидкостной смеси в НКГ.
Плотность смеси при давлении Р определяется по форцуле
(II)
где
М«р« + &,J3P + A pf
(13)
Pr
Tc*i= 293,2 + 15,6 = 288,8 К
5Л*2, Определение поинтервальных градиентов давления
/_*£) .£см*крвм, (17)
I Af* /cp
где Z-AfL] - среднее значение градиент» давления, соответ-
I дц /ер
ствущее давлениям Р, и Р2, выбранным черев интервал л Р , Величина 1C для ШГ при давлениях Р,, Р4..», Рп определяется ПО формуле
где ^ - коэффициент трения, определяемый не графина (рис. 3) / 3 /. Параметр ъ^чг'дкя НИХ определяется по формуле
IP * flw М , qj
■Ъ
При добыче обводненной продукции дебит нефти опре-
iftfJoHtsdiBa so
irmiodj, чолоияэйкоб
5.1.3* Глубина л&в соответствующая интервалу изменения давления дР определяется по формуле
Afi._A.Me1 .
5.1.4. Определение профиля давления в НКТ,
Суммируется каждое последущее значение д ft с предыдущим последовательно* Например, ft* - Р1# соответствующая глубина
fi я 0: |
|
Ра - |
л fi = fi8 ; |
Pj - |
■ A ffl t + A Aj * I |
Ъ -- |
* *t* j |
* « t
Р«__ |
« n-l + A ^ a-* - |
Строится график распределения давления я координатах Р , И * 5Л*5. Расчет распределения давления в НКТ наклонно направленной скважины проводится с учетом угла отклонения скважины от вертикали* Поправка к кривой распределения давления вводится по формуле
А t.
сой ^
5.2* Определение газонасыщон нести на приеме насоса
Газонасыщенно сть на приеме насоса определяется по формуле
Гпр » В‘ г-п? ,
Цж.ярФ qr,Пр
2 О
где Иг,пр- объемный расход свободного газа на приеме
насоса, м3/сут;
Qr.npsjir (&о"^)Чн (24)
Фж.пр.** объемный расход жидкости на приеме насоса, м3/сут*
Gw.np * (,+ А) (25)
Подставляя форели (24) и (25) в (23), получаем
Гпр- ?Г --(26)
#Н { 1+A*) -i-
Если пластовый газовый фактор &пл превышает количество растворенного газа при давлении насыщения, то газонаскщен-ностъ определяется по формуле
rnp«±ii®^L±>--(27)
|Ъц (н- А ) * P>r (С-пл-5)
5.3* Определение давления на выкнде насоса
Давление на вккиде насоса определяется по кривой распределения давления^соответствует глубине подвески насоса* Рас-чет проводится от известного значения устьевого давления Давление на выкиде насоса определяется формулой
?Пт = Рнос + РпР (2В)
5*4. Оптимизация работы УЭЦН по су ще ст ву зощему режиму скважины По существующему режиму рассчитывается распределение давления в НКТ до забоя скважины при известных Ру, ЩЖ| НпрЗ,
3
Продолжение титульного листа
Соисполнители :
ft.TttJ- Р.Ь.Узбеков $$$% В.Л.ЩуЛЫ18И
Зав.отделом инженерных задач ' ПО Бетефгь
Сг, инженер
Доцент Уфимского нефтяного «ггГЭЭх- л___
института» кенд.техн.наук —ГГя.Цучумов
Начальник СОИ НГДУ Р.Х.Хафмзоа
Начальник СОИ НГДУ Юкарланнефхь
|
С.С.Закнро»
Г.Г.Вахнтов
4—V.H.ranomos |
Начальник ШО НГДР Арлашефть ^^Р^.П'х--^^.Ы.Надро»
СОГЛАСОВАНО
Директор ВНИИ, д-р те»).наук
Главный инженер ПО Башнефть -*'1'41 кенд. -гехн. наук
Д иректор КИЩа ПО Башнефть р'Н‘Ват*аЛ00
21
По графику распределения Давления определяется Давление на выкнде насоса на глубине подвески и Давление фонтанирования на интервале перфорации.
Давление, развиваемое насосом, определяется по формуле Рнас*Рф-Р3 при известном забойном давлении* По графику устанавливается соответствие между Рнае и Ндин *
Критерием для оценки оптимальности режима система скважина-насос является величина коэффициента подачи насоса и), 7 4КЛа0 4 1Л) и степень использования добывных лоз* иокносгей скважины, определяемая динамическим уровнем (СТО 991-39*03-013-61)+ Если КпоЗ находится в интервале ^0»7-1ДЛ ft динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если КпоЭ ^ 0*7t Д динамический уровень низкий, то оценивается возможность подбора менее производительного насоса иди ШГН+
Соответственно определяется:
- забойное давление по формуле
с Рид , (29)
к
- напор насоса Рнаа с Р0 - Р$
- необходимей напор насоса в неграх
ниас * нв + _£к— сэоо
Р*с-9
При совпадении или приближении необходимого напора к напору ЭЦН по характеристике - насос считается выбранили.
При подборе УэЦН к скважине, вводимой из бурения, выбирается минимальное забойное давление P^mtn по результатам
ш 622,296*53.054* 23:621*67-83
Настоящий метод оптимизации предназначен для решения задач по подбору установок погружных центробежных электронасосов к скважинам с учетом кривизны ствола скважин.
Пространственный угол искривления ствола скважин рассчитывается с использованием донных по замерам зенитного й азимутального углов, полученное при ишиынометркрова-нии ствола скважины. Выбор интервала подвески насоса проводится с учетом вписываецости оптимального типоразмера УЗЦН в обсадной колонне*
С цель» Повышения точности определения необходимого напора насоса и глубины его подвески вводится метод расчета распределения давления по насосно-компрессорным трубам для вертикальных и наклонно направленных скважин* При подборе УЭЦК к скважинам с обводненность» лродушден 35-95^ учитываются дополнительные потери давления на трение из-за увеличения вязкости водокефтяной смеси.
Исполнители; ЫЛ* Вахитов, канд.техн.наук, Д.Б.Сальма-нова, З.Р.^тдусовА, Р*£*Узбехог, Р.Я.^учумов, канд.техн. наук, Б.Д*Щульман, FX Хафизу Ф.М.Нотаев, С,С*Зщшрсв.
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
метод оптшзда
ОБОРУДОВАННЫХ У ЭДН, С УЧЕТОМ ПРОСТРАНСТВЕННЫХ 1ШШГР0В СТВОЛА СКВАШН
РД 39-3-Х008-8А Вводится впервые
Приказом производственного ордена Ленина и орцена Трудового Красного Знамени объединения Башнефть от 1S,fr£.8^ Р ёб т
срок введения установлен с $0»02»ЗД_
дф 01* 01* 89
Настоящий руководящий документ распространяется на метод оптимизации режима.работы добывающих скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦЮ* и устанавливает правила подбора установок погружных ЭДН с учетом кривизны ствола скважин и потерь давления на трение при подъеме вязких жидкостей.
Критерием оптимизации является прирост добычи нефти и увеличение межремонтного периода работы скважин за время не* пользования УЭЦН в скважине*
руководящий документ обязателен для всех предприятий объединения Башнефть»
X. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1,1» Процесс оптимизации режима работы скважин, оборудованных ЭЦН, включает следующие вида работ:
- выявление фонда скважин для проведения технологических
e
мероприятий no оптимизации режимов работы скважин и оборудования;
*■ подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций во оптимизации;
- внедрение рекомендаций.
1*2. Условные обозначения, принятые в настоящем руководя^ документе:
£ - расстояние по оси скважины, н;
- расстояние во вертикали, и; р - зенитный удод скважины, град;
f - аэицутаадшй угод скважины, град;
<£> пространственный угол, град;
Y - угод отклонения скважины от вертикали, град;
ft - радцус кривизны, м;
dy* внутренний диаметр обсадной колонны, и;
0(2" габаритный поперечный размер УЭЦН, м;
- диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), см; допустимая производительность УЗДУ, ы3/сут;
Q4 - дебит нефти, м3/сут;
4мг дебит жидкости, ь^/сут;
Угп'нС* скорость движения охлаждающей жидкости, м/с;
Ру - давление на устье скважины,- МПа;
Р« - давление насыщения нефти, МПа;
аР- интервал изменения давления или шаг по давлению, МПа; Rlutr давление на внкцде ЭЦН, МПа;
давление, развиваемое насосом, Ша;
Pop - давление на приеме ЭЦН, Ша;
Рп*- пластовое давление, Ыпа;
F4 - забойное давление, Ша;
ftp - давление фонтанирования, Ша;
7
Зй - градиент давления МПа/м ;
&о* газовый фактор при давления насыщения, м3/мэ;
пластовый газовый фактор, и3/и3;
Г - гаэонасыщенность;
5 - количество растворенного в нефти газа при давлении Р , й9/#3, определяется из зависимости &<, ~j (Р);
Jin- объемный коэффициент нефти при давлении Р * определяется ИЗ ЭаВИСИМОСТИ
Jir - объемный коэффициент газа, мэ/мэ;
6 - обводненность,
А - водонефтяной фактор, м3/н3;
Рн~ плотность дегазированной нефти, кг/м3; рг- плотность газа, кг/м3;
Ра* плотность воды, кг/м3; рсьг плотность смеси, нг/ы3;
М - масса I мэ смеси, извлекаемой ко скважины, кг;
Vcm- объем I м3 смеси в HKF при давлении Р, ^/и3;
Т% - температура потока аа забое скважины, К ;
Т*- температура потока на устье скважины, К ;
средняя температура в НКТ, К ;
2 - коэффициент сжимаемости газа при давлении Р и температуре ТСр ;
$ * коэффициент трения ;
^ * ускорение свободного подения, 9,8 г§/с^;
На- динамический уровень, щ Нл0г- глубина подвески Щ19 м;
ЬснеГ глубина скважины до середины интервала йорфорад^ш, м; К - коэффициент продуктивности,
в
1.3* Значения плотности водонефтяной смесй^ш^даш5ш ШЖ Арлшшефть и Екарланнефть в зависимости от обводненности по условно вертикальным сквяаадаам сведены в табл* X*
Таблица I
Группы |
! Плотность жидкости, кг/ |
•вше приема I насоса |
1 ннке приеиа (насоса |
1. Безводная |
800 |
840 |
2. 0£ <10, 3«20 % вода |
740 |
смеси |
3. «g <10, 20*60 % води |
900 |
вода |
4. 0^ <10, 3*20 % вода |
820 |
смеси |
6. <10, 20*60 % вода |
№0 |
смеси |
6. Для всех, если вода 60 % |
870 |
вода |
з* инод расчета проагршагвтш параметров
СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ИНЮШНОМЕТРШ
Профиль скважин по данным инклинометрии задается точками с фиксированными расстояниями t от устья скважины н значениями зенитного и азимутального углов £ и Ц соответственно *
Расчет пространственных параметров ствола скважин сводится ж задаче аппроксимации кривизны я декартовых координат вдоль скважины по кмеящтмся данным pif f L* 1,2*** Ы {рнс*1). Примем устье еа нулевую то*«у и предположим ^0*4*“ Определение декартовых координат ОСt* У* »
Расчетная схеыа определения пространственных параметров отвода сквааини
to
Z\ и кривизны Kta l-ой точке проводится по ншяеследущим реку рентным формулам, построенным из расчета, что участок скважины между L —ой и ( t +Х )-ой точками лежит в плоскости, определяемой направлениями {jH , vp-t) { jvt*t * ipi+j ) и точкой ( Xi , У i , 21 )* и представляет собой дугу окружности, выходящую из точки ( Xt, yt*Si>9 н касающуюся своими концами направлений ( JU , tfi,) и < jbUt*
XW,= X'i+li+izii t3^iil(slrijiieostf-l+ sin^‘+iCo3tf i+») <I>
XUt ^ *
y\4(= 4i + liilrii tg £5^111(31njusln yi*ttin&ui su ifuO (2)
“*> i + г z
Z.I + ^Ui rJl -tqsLLu (goflfii * coafo^i) (з)
<441 Z
*<Ur * —fi:_ i * 0,1, 2f... J\/ (4)
£ l*h - C
где eL - угол между направлениями {, tfi) и CpUrs ) ^*a^cco$[stn j^bln^Ui cos C^l" ^5)
Здесь предполагается, что центр рассматриваемой декартовой системы координат 0 нахс,<нтся в устье скважины, ось Ой направлена вертикально вниз, ось ОХ направлена горизонтально на север, йУ- на запад и Ко® У*- 2*- 0, Ясно, что если профиль скважины плоский, то тогда в формуле и значит eU(£l*H - р> i)t т,е„ в этом случае предлагаемая формула подсчета кривизны совпадает с общепринятой.