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, 2_fi 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

(6)

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

d_t - 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 F_a

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 БН_Р 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*

16^f

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« + &,J3_P + A pf

(13)

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

r_np«±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 + Рп_Р    (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, Щ_Ж| НпрЗ,

3

Продолжение титульного листа

Соисполнители :

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 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 Р_нас*Р_ф-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 4К_Ла0 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*7_t 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 Р_наа с Р₀ - Р$

-    необходимей напор насоса в неграх

н_иас * н_в + _£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/м^э;

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, м^э/м^э;

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 м^э 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 Т_Ср ;

$ * коэффициент трения ;

^ * ускорение свободного подения, 9,8 г§/с^;

На- динамический уровень, щ Нл₀г- глубина подвески Щ1₉ м;

Ь_снеГ 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 pi_f f L* 1,2*** Ы {рнс*1). Примем устье еа нулевую то*«у и предположим ^0*4*“    Определение    декартовых    координат    ОСt* У* »

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) { jv_t*_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}^‘+i^Co3tf 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, 2_f... 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.