Оптимизация работы скважин

1.

Российский Государственный
Университет нефти и газа
имени И.М. Губкина
Кафедра машин и оборудования нефтяной и
газовой промышленности
23.06.2023
1

2.

Оптимизация работы скважин
23.06.2023
2

3.

23.06.2023
3

4. Содержание

Системный анализ работы скважины и пласта
Оценка потенциала скважины при снижении забойного давления и ГРП
на основе данных о режиме работы скважины
Различные способы расчета коэффициента продуктивности в
зависимости от соотношения забойного давления и давления
насыщения.
Построение характеристики скважины для различных условий
ГРП: основные принципы и расчеты.
Подбор УЭЦН: оценка содержания газа на приеме насоса и
определение объемного дебита жидкости через насос. Применение
частотного преобразователя.
Расчеты без программного обеспечения и компьютера.
23.06.2023
4

5. Цели

Научиться:
Проводить системный анализ работы скважины и пласта
Определять возможные варианты оптимизации работы системы
Оценивать потенциальный эффект каждого варианта и находить
оптимальное решение
Применять приобретенные знания на практике
23.06.2023
5

6. Задание. Опишите существующий подход к оптимизации работы скважины

Шаг 1…………………
Шаг 2…………………
Шаг 3…………………
..
..
..
Шаг i…………………
23.06.2023
6

7. Алгоритм оптимизации

Расчет
потенциала
скважины
Ранжирование
потенциалов
Выбор лучших
кандидатов
Список скважин
для проведения
работ
Детальный анализ
Список
отклоненных
скважин
Планирование
мероприятий
Проведение
мероприятий
23.06.2023
7

8. Цель занятия

Освоить методологию системного анализа
Научиться строить индикаторные линии работы скважин
23.06.2023
8

9. Системный анализ

23.06.2023
9

10. Системный анализ

Система добычи состоит из следующих элементов:
- пласт;
- призабойная зона (заканчивание скважины);
- скважина и НКТ;
- устье;
- выкидная линия;
- спутник;
- и др.
Системный анализ рассматривает работу системы в целом и
позволяет определить, что произойдет, если мы изменим
характеристики одного или нескольких элементов.
23.06.2023
10

11. Системный анализ

Перепад давления Р во всех компонентах системы (кроме двух
крайних точек, например, пласта и спутника) зависит от расхода.
Поэтому зависимости давления в узле от расхода на графике
образуют две кривые: кривую притока и кривую отбора.
23.06.2023
11

12. Системный анализ

отбор
Рзаб
приток
Q
После построения линии притока (индикаторной линии) и отбора
(характеристики НКТ) мы можем определить рабочую точку
системы.
При заданных условиях скважина должна работать фонтаном с дебитом
и забойным давлением, соответствующим координатам рабочей
точки.
23.06.2023
12

13. Системный анализ

требуемый напор
Напор
Н
характеристика ЭЦН
Q
Сравнение различных установок ЭЦН для работы с тем или иным
дебитом жидкости
23.06.2023
13

14. Системный анализ

Напорные
характеристики
при различных
частотах
Н
требуемый напор
характеристика ЭЦН
Q
Анализ целесообразности применения частотного преобразователя
23.06.2023
14

15. Итог

Системный анализ позволяет оценивать любые варианты изменений
существующей системы скважина-пласт:
- различное оборудование;
- ПНП;
- пластовое и забойное давление;
- призабойная зона;
- комплексные мероприятия (ПНП + оптимизация, закачка +
оптимизация и т.д.)
На сегодня это самый современный подход, применяемый во всех
ведущих мировых нефтедобывающих и сервисных компаниях.
23.06.2023
15

16. Системный анализ

Для проведения системного анализа необходимо изучить (повторить)
следующее:
- определение притока в скважину при различных забойных
давлениях (индикаторная линия);
- определение забойного давления, которое нужно поддерживать
при различных дебитах (характеристика НКТ);
- оценка ожидаемого эффекта методов ПНП (ГРП и др.);
- оценка вариантов механизации скважины или замены
типоразмера насоса.
23.06.2023
16

17. Приток в скважину Основные концепции, уравнения, переменные

23.06.2023
17

18. Уравнение Дюпюи и Закон Дарси

Уравнение Дюпюи
2 kh Pпл Pзаб
Q 86400
B Rк
ln S
rс
Система СИ
k – проницаемость, м2; - вязкость, Па*сек; P - давление, Па Rк – радиус действия
скважины; rс – радиус скважины; B- константа.
Закон Дарси
Q
kh Pпл Pзаб
18,4 B Rк
ln S
rс
Практическая
метрическая
система
k – проницаемость, мД; - вязкость, сП; P - давление, атм; S-скин фактор
23.06.2023
Как перевести одно уравнение в другое?
18

19. Практическая метрическая система

В практической метрической системе уравнения и величины
используются в удобной для расчетов форме
Параметр
Проницаемость
Вязкость
Давление
23.06.2023
СИ
м2
мПа*сек
Па
ПМС
мд
сП
атм
19

20. Перевод

Q 86400
2 kh Pпл Pзаб
B Rк
ln S
rс
Для перевода проницаемости из мД в м2 умножаем значение на 10-15
Для перевода давления из атм в Па умножаем значение на 105
Для перевода вязкости из сП в Па*сек умножаем значение на 10-3
2 * 3,14 * k *10 15 h Pпл Pзаб *105 0,054kh Pпл Pзаб
Q 86400
3
B *10
B
R
R
ln к S
ln к S
rс
rс
1
0,054
18,4
23.06.2023
20

21. Пример

Проницаемость 10 мД
Эффективная нефтенасыщенная толщина 10 м
Объемный коэффициент 1
Вязкость 1 сП
Пластовое давление 180 атм
Забойное давление 140 атм
Радиус дренирования 250 м
Радиус скважины 0,1 м
Скин фактор 0
Q
23.06.2023
Pпл Pзаб
kh
18,4 B Rк
S
ln
rс
21

22. Переводные коэффициенты

•Для перевода проницаемости из мД в м2
умножаем значение на 10-15
1 Д = 1 мкм2 = 10-12 м2
1 мД = 10-3 Д
1 мД = 10-15 м2
•Для перевода вязкости из сП в Па*сек
умножаем значение на 10-3
1 сП = 1 мПа*сек
1 мПа*сек = 10-3 Па*сек
1 сП = 10-3 Па*сек
Что если задано значение кинематической вязкости , м2/сек или
сантистокс
23.06.2023
22

23. Вязкость

Динамическая вязкость может измеряться в Па*сек, мПа*сек, пуаз,
сантипуаз
1 Па*сек = 1000 мПа*сек
или
1 мПа*сек = 0,001 Па*сек
1 пуаз = 0,1 Па*сек
или
1 Па*сек = 10 пуаз
1 сантипуаз = 0,01 пуаз
или
1 пуаз = 100 сантипуаз
1 сантипуаз = 0,001 Па*сек = 1 мПа*сек
Кинематическая вязкость измеряется в м2/сек, мм2/сек, сантистокс
1мм 2 1*10 6 м 2
1cСт
сек
сек
23.06.2023
23

24. Вязкость смеси

n
n
см н * 1
в
100
100
н – вязкость нефти, сП;
в – вязкость воды, сП;
n – обводненность, %.
Определите динамическую вязкость жидкости со следующими
параметрами:
н – 5 сП
в – 1 сП
n – 60 %
23.06.2023
24

25. Коэффициент продуктивности

kh Pпл Pзаб
Q
18,4 B Rк
ln S
rс
kh
К пр
18,4 B
23.06.2023
1
Q
P
Rк
ln S
rс
25

26. Потенциал скважины при снижении забойного давления Различные варианты расчета притока

23.06.2023
26

27. Закон Дарси для псевдоустановившегося режима

kh
q
18,41B
или
kh
q
18,41B
23.06.2023
( pпл pзаб )
Rк 3
ln S
rс 4
( pпл pзаб )
0,472 Rк
S
ln
rс
или
kh
q
18,41B
( pпл pзаб )
Rк
ln 0,75 S
rс
27

28. Простейший способ оценки потенциала

1. Рассчитайте Кпр используя
информацию о режиме работы
скважины:
2. Определите дебит при новом
забойном давлении
23.06.2023
Q
К пр
Pпл Pзаб
Q К пр ( Pпл Pзаб )
28

29. Простейший способ оценки потенциала

Pwf
Мы предполагаем, что
Кпр постоянен,
следовательно,
Pwf1
индикаторная линия Рзаб1
работы скважины
будет прямой
Рпл
Прирост = Q2-Q1
ИЛ
A
Рзаб2
Pwf2
B
Q1
Q2
Q
Индикаторная линия – зависимость дебита от забойного давления (от
депрессии)
23.06.2023
29

30.

Пример
Рпл = 187,9 атм
Pзаб = 178,6 атм
Дебит = 57 м3/сут
Определите Кпр, рассчитайте дебит при Рзаб = Рнас = 158,3 атм,
определите прирост, постройте индикаторную линию
Решение
1. Кпр рассчитывается как: К пр
Q
57
6,1 м3/сут/атм
Pпл Pзаб (187,9 178,6)
2. Дебит при Pзаб = 158,3 атм составит:
Qнас К пр * ( Pпл Pзаб ) 6,1* (187,9 158,3) 180,6
3. Прирост:
23.06.2023
Qдоп QРнас Q 180,6 57 123,6
м3/сут
м3/сут
30

31.

4. Для построения ИЛ можно провести прямую линию через точки с
координатами (Рзаб=Рпл, Q=0) и (Рзаб=Рнас; Q=181).
Pзаб, атм
187,9
180
170
160
158,3
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Дебит, м3/сут
0,0
48,4
109,7
171,0
181,4
232,3
293,6
354,9
416,2
477,5
538,7
600,0
661,3
722,6
783,9
845,2
906,5
967,8
1029,1
1090,4
1151,6
200
180
160
140
120
Рзаб
Pwf 100
80
60
40
20
0
0
200
400
600
800
1000
1200
Q
Задание Повторите для S=-2, 2, дайте заключение
23.06.2023
31

32. Важность давления

Итак, мы использовали уравнения:
Q
К пр
Pпл Pзаб
Q К пр ( Pпл Pзаб )
Из уравнений видно, что для расчета нам требуется знать дебит и
давления.
Дебит замеряется на поверхности. Как оценивается давление?
1.
2.
3.
Система телеметрии
Приборы для замера давления
Расчет по динамическому уровню и затрубному давлению
23.06.2023
32

33. Определение забойного давления по динамическому уровню и затрубному давлению

Основное уравнение
Pa
P gH
Gas
Газ
Pзаб Pзатр P1 P2
Ндин
P1
Pзаб Pзатр 1 gH1 2 gH 2
1 нп
n
n
2 нп * 1
в *
100
100
H1 и H2 – значения по вертикали!
23.06.2023
Oil
Нефть
Насос
P2
Oil + Water
Нефть +
вода
33

34. Наклонная скважина

Удл L H
H L Удл
L
L1
X
Удл
X
L1 *Удл
L
H 1 L1
L1 *Удл
L
Газ
Нг
Lг
Нефть
Нефть +
вода
H2 ?
23.06.2023
34

35.

Пример
Тип скважины: наклонно-направленная
Удлинение 85,3 м
Длина до верхнего интервала перфорации 2049 м
Глубина спуска насоса 1698 м (длина колонны НКТ)
Ндин 924 м
Обводненность n 50 %
Затрубное давление 13,2 атм
Плотность нефти в поверхностных условиях 766 кг/м3
Плотность воды 1000 кг/м3
Задание: определить забойное давление
23.06.2023
35

36.

Решение
Pзаб Pзатр 1 gH1 2 gH 2
1. Параметры «глубина насоса» и «верх перфорации» должны
быть приведены к вертикали
H1 H нас Н дин X 1
H 2 H перф H нас X 2
2049 85,31
(1698 924) X 1
2049 85,31
(2049 1698) X 2
X1
(1698 924) * 85,31
32,2 м
2049
H1 1698 924 32.2 741,8
(2049 1698) * 85,31
14,6 м
2049
м
H 2 2049 1698 14,6 336,4m
23.06.2023
X2
м
36

37.

Решение
2. Определяем плотности
Pзаб Pзатр 1 gH1 2 gH 2
1 = нп = 766 кг/м3
2 нп * 1
n
n
*
в
100
100
2 = см= 766 *(1-50/100)+1000*50/100=383+500=883 кг/м3
3. Рассчитываем забойное давление
Pзаб 13,2
23.06.2023
766 * 9,8 * 741,8 883 * 9,8 * 336,4
98 атм
100000
100000
37

38. Горизонтальная скважина

Gas
Газ
Как оценить давление в этой
точке?
Oil
Нефть
Oil + Water
Нефть +
вода
23.06.2023
38

39. АОП

АОП – абсолютно открытый приток – теоретический дебит при
забойном давлении, равном 0.
АОП К пр * ( Pпл 0) К пр * Pпл
Не смотря на то, что эта величина теоретическая, можно
эксплуатировать скважину с дебитом очень близким к АОП, как?
23.06.2023
39

40. Область применения

Метод применим только при Кпр = const
Кпр = const когда Pзаб >= Pнас
Pwf
Рзаб=Рпл
Кпр постоянен
A
Pwf1
Рзаб1
Pb
Почему?
Рнас
C
Pwf2
B
Кпр не постоянен
Рзаб2
QА
23.06.2023
QС QВ
Q
40

41. Изменение коэффициента продуктивности

Q
kh
18,41B
К пр
kh
18,41B
( Pпл Pзаб )
0,472 Rк
S
ln
rс
0,472 Rк
S
ln
rс
Какие величины изменятся при снижении пластового давления ниже
Рнас?
Относительная проницаемость ?
Объемный коэффициент?
Вязкость?
23.06.2023
41

42. Вязкость

T = constant
нo
Рнас
Рпл
Вязкость нефти насыщенной газом снижается по мере снижения
давления до давления насыщения. В дальнейшем при выделении газа
из нефти, вязкость нефти увеличивается.
Pb
Pr
Почему это происходит?
23.06.2023
42

43. Объемный коэффициент

T = constant
Bo
Вн
Pb
Рнас
Bн
Pr
Рпл
Vнефть растворенный _ газ( Рпл,Тпл )
Vнефть _ пов ерхность
При снижении давления единица объема нефти увеличивается, после
достижения давления насыщения выделяющийся газ способствует
уменьшению объема нефти.
23.06.2023
43

44. Метод Вогеля

Вогель обобщил результаты исследования, в котором он
использовал математическую модель залежи для построения
индикаторной линии нефтяной скважины, эксплуатирующей пласт,
работающий в режиме растворенного газа. В исследовании
рассматривались гипотетические резервуары с различными
характеристиками нефтей, различными значениями относительных
проницаемостей, сетками скважин
Окончательное уравнение выведено на основе обобщения данных,
полученных по 21 математической модели залежи.
Вогель вывел следующее уравнение, связывающее безразмерный
дебит и безразмерное давление
Pзаб
Pзаб
Q
1 0,2
0,8
Qmax
Pпл
Pпл
23.06.2023
2
44

45. Метод Вогеля

Pзаб
Pзаб
Q
1 0,2
0,8
Qmax
Pпл
Pпл
Qmax
2
AOП
1,8
2
2
К пр * Pпл
Pзаб
Pзаб
Pзаб
Pзаб
,
1 0,2
Q Qmax 1 0,2
0,8
0,8
Pпл
1,8
Pпл
Pпл
Pпл
23.06.2023
45

46.

Решение
2
К пр * Pпл
Pзаб
Pзаб
,
1 0,2
0,8
1. Уравнение Вогеля Q
1,8
Pпл
Pпл
Кпр равен
К пр
К пр
1,8Q
Pзаб
Pзаб
Pпл 1 0,2
0,8
P
P
пл
пл
2
1,8 * 7,52
102
102
146 * 1 0,2
0,8
146
146
2
.
0,20 м3/сут/атм
2. Дебит при различных забойных давлениях рассчитывается по:
2
К пр * Pпл
Pзаб
Pзаб
1 0,2
Q
0,8
1,8
Pпл
Pпл
23.06.2023
46

47. Композитная ИЛ

Pпл
КПР постоянен, ИЛ прямая
Pпл>Pзаб>Pнас
Pзаб
Pпл>Pнас>Pзаб
КПР не постоянен, ИЛ Вогеля
Pнас
АОП
23.06.2023
Q
47

48. Расчет в 2 этапа

1. Pпл>Pзаб>Pнас
2. Pпл>Pнас>Pзаб
К пр
Q
Pпл Pнас
К пр
Q К пр ( Pпл Pзаб )
Q
2
Pнас
Pзаб
Pзаб
Pпл Pнас
1 0,2
0,8
1,8
Pнас
Pнас
2
К пр * Pнас
Pзаб
Pзаб
1 0,2
Q К пр ( Pпл Pнас )
0,8
1,8
Pнас
Pнас
У нас есть 2 уравнения для расчета Кпр значит ли это, что Кпр
рассчитывается дважды?
23.06.2023
48

49.

Решение
1. Т.к. Pпл>Pнас>Pзаб используем уравнение для композитной
индикаторной линии:
К пр
Q
2
Pзаб
Pнас
Pзаб
Pпл Pнас
1 0,2
0,8
1,8
Pнас
Pнас
3.7
К пр
0,27
2
158,3
147
147
161 158,3
0,8
1 0,2
1.8
158,3
158,3
23.06.2023
м3/сут/атм
49

50.

2. Дебит рассчитывается по одному из уравнений в зависимости от
отношения Рпл, Рзаб и Рнас:
Pпл>Pзаб>Pнас
Q K пр ( Pпл Pзаб )
Pпл>Pнас>Pзаб
2
К пр * Pнас
Pзаб
Pзаб
1 0,2
Q К пр ( Pпл Pнас )
0,8
1,8
Pнас
Pнас
23.06.2023
50

51.

Pпл>Pзаб>Pнас
Pпл>Pнас>Pзаб
К пр
К пр
Q
Pпл Pзаб
Q К пр ( Pпл Pзаб )
Q
2
Pзаб
Pнас
Pзаб
Pпл Pнас
1 0,2
0,8
1,8
Pнас
Pнас
2
К пр * Pнас
Pзаб
Pзаб
1 0,2
Q К пр ( Pпл Pнас )
0,8
1,8
Pнас
Pнас
Pнас>Pпл>Pзаб
23.06.2023
К пр
1.8Q
2
Pзаб
Pзаб
Pпл 1 0,2
0,8
Pпл
Pпл
2
К пр * Pпл
Pзаб
Pзаб
1 0,2
Q
0,8
1,8
Pпл
Pпл
51

52. Модификация Стандинга

Уравнение Вогеля с учетом модификации Стандинга:
Pзаб '
Pзаб '
Q
1 0,2
0,8
Qmax
Pпл
Pпл
2
Уравнение описывает приток при Рпл < Рнас
23.06.2023
52

53. Модификация Стандинга

Связь между параметрами Рзаб, Рзаб’ и ЭП(эффективный приток)
устанавливается из уравнения:
Pпл Pзаб '
ЭП
Pпл Pзаб
для Pзаб’:
или:
23.06.2023
Pзаб ' Pпл ЭП ( Pпл Pзаб ' )
Pзаб
Рзаб
Pзаб '
1 ЭП ЭП
1 ЭП * 1
Pпл
Рпл
Pпл
53

54. Индикаторные линии Стандинга

Рзаб/Рпл
23.06.2023
Q
Qmax
54

55. Область применения

Уравнение Вогеля с учетом
модификации Стандинга
Pзаб '
Q
Pзаб '
1 0,2
0,8
ЭП 1
Q
Pпл
Pпл
Уравнение расчета соотношения
Рзаб’/Рпл
2
А
max
P
Pзаб '
1 ЭП ЭП заб
Pпл
Pпл
В
При ЭП > 1 для больших депрессий или низких Рзаб по В могут быть
получены отрицательные значения Рзаб’/Pпл, которые при
возведении в квадрат в А становятся положительными, в связи с
этим область применения метода ограничена условием:
При ЭП>1 расчет действителен при Рзаб >= Рпл (1-1/ЭП)
23.06.2023
55

56. Модификация Стандинга

Индикаторные линии Стандинга могут быть выражены уравнением,
полученным при комбинировании двух уравнений:
2
Pзаб '
Q
Pзаб '
Pзаб
Pзаб '
+
1 0,2
0,8
1 ЭП ЭП
ЭП 1
Pпл
Q
Pпл
Pпл
Pпл
max
Pзаб
Q
Pзаб
2
0,8(ЭП ) 1
1,8(ЭП ) 1
ЭП 1
Qmax
Pпл
Pпл
2
А
Qmax может быть рассчитан по А при условии ЭП <= 1
23.06.2023
56

57. Модификация Стандинга

Для ЭП > 1 необходимо использовать уравнение
Qmax
23.06.2023
ЭП 1
ЭП 1
Qmax
(0,624 0,376 ЭП )
57

58. Модификация Стандинга

При известном скин факторе ЭП может быть определена по:
7
ЭП
7 S
Для значений ЭП отличных от имеющейся величины значения Кпр
определяются по:
К пр 2
К пр1 * ЭП 2
ЭП1
Кпр1 – фактический коэффициент продуктивности
ЭП1 – фактическая эффективность притока
Кпр2 – прогнозируемый коэффициент продуктивности
ЭП2 – прогнозируемая эффективность притока
23.06.2023
58

59. Пример

1. Рассчитаем Qmax для ЭП=0,1
ЭП
Qmax
ЭП
Qmax
23.06.2023
Q
P
P
1,8(ЭП ) 1 заб 0,8(ЭП ) 2 1 заб
Pпл
Pпл
15
2
80
80
2
1,8 * 0,7 * 1
0,8 * 0,7 * 1
140
140
2
32,0 м3/сут
59

60. Пример

2. Рассчитываем приток при Рзаб = 40 атм:
2
Pзаб
Pзаб
ЭП 1
2
0,8(ЭП ) 1
Q Qmax * 1,8(ЭП ) 1
Pпл
Pпл
2
40
40
2
Q 32 * 1,8(0,7) 1
0,8(0,7) 1
22,4 м3/сут
140
140
3. Аналогично рассчитываем приток при различных забойных
давлениях для построения индикаторной линии
23.06.2023
60

61. Индикаторная линия

Р
атм
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Q
м3/сут
0,0
2,8
5,5
8,1
10,5
12,8
15,0
17,0
18,9
20,7
22,4
23,9
25,3
26,6
27,8
23.06.2023
160
140
120
100
P 80
60
40
20
0
0,0
5,0
10,0
Q
15,0
20,0
25,0
30,0
61

62. Пример

Повторим расчет для предыдущего случая, но для ЭП > 1
Рнас = 160 атм
Рпл = 140 атм
Рзаб = 80 атм
Q = 15 м3/сут
ЭП = 1,5
Рассчитать приток при Рзаб = 40 атм, построить индикаторную линию
работы скважины
23.06.2023
62

63. Пример

1. Рассчитываем минимальное забойное давление, до которого
возможен расчет дебита
1
Рзаб Рпл 1
ЭП
1
Рзаб 140 * 1
46,7 атм
1,5
23.06.2023
63

64. Пример

2. Т.к. минимальное забойное давление для расчета дебита выше 40
атм, расчет производим при минимальном забойном давлении,
равном 46,7 атм
2
P
P
ЭП 1
2
заб
заб
0,8(ЭП ) 1
Q Qmax * 1,8(ЭП ) 1
Pпл
Pпл
2
46,7
46
,
7
2
Q 32 * 1,8(1,5) 1
0
,
8
(
1
,
5
)
1
32,2 м3/сут
140
140
23.06.2023
64

65. Пример

3. Рассчитываем QmaxЭП=1,5
Qmax
Qmax
23.06.2023
ЭП 1
ЭП 1, 5
ЭП 1
Qmax
(0,624 0,376 ЭП )
32 * (0,624 0,376 *1,5) 38,0 м3/сут
65

66. Индикаторная линия

Забойное Дебит
давление, жидкости,
атм
м3/сут
140.00
0.00
132.63
4.39
125.26
8.47
117.89
12.23
110.53
15.66
103.16
18.78
95.79
21.57
88.42
24.05
81.05
26.21
73.68
28.05
66.32
29.57
58.95
30.76
51.58
31.64
46.70
32.05
44.21
40.00
36.84
29.47
22.11
14.74
7.37
0.00
38.08
23.06.2023
160.00
140.00
120.00
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
66

67. Сравнение индикаторных линий

160.00
S<0
ЭП > 1
140.00
120.00
Рзаб,
атм
ЭП
100.00
0.7
80.00
1.5
60.00
20.00
S>0
ЭП < 1
0.00
0.00
5.00
40.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
Q, м3/сут
23.06.2023
67

68. Модификация Стандинга

Ранее рассмотренные примеры для Рпл < Рнас,
Для Pпл>Pнас>Pзаб расчет притока производится по формуле:
2
К пр * Pнас
Pзаб
Pзаб
0,8 *[ЭП ] * 1
1.8 1
Q К пр * ( Pпл Pнас )
1,8
Pнас
Pнас
Уравнение действительно при Рзаб>=Рпл*(1-1/ЭП)
23.06.2023
68

69.

Пример
Pпл = 161 атм
Pзаб = 147 атм
Pнас = 158,3 атм
Q = 3,7 м3/сут
Предполагается, что скин фактор равен 0, рассчитайте Кпр, рассчитайте
Кпр и ЭП для S= 5 и –2, постройте индикаторные линии для 3 случаев
(S=0, 5, -2), определите дебиты при Рзаб = 50 атм
23.06.2023
69

70.

Решение
1. Определим эффективность притока:
ЭП
S=0
7
7 S
7
ЭП
1
7 0
S=5
ЭП
7
0,58
7 5
S=-2
ЭП
7
1,4
7 ( 2)
23.06.2023
70

71.

2. Т.к. Pпл>Pнас>Pзаб Кпр рассчитывается по уравнению для
композитной ИЛ
К пр1
К пр1
Q
2
Pзаб
Pнас
Pзаб
Pпл Pнас
1 0,2
0,8
1,8
Pнас
P
нас
3,7
2
158,3
147
147
161 158,3
1 0,2
0,8
1,8
158,3
158
,
3
0,27 м3/сут/ат
м
3. Для двух других значений ЭП Кпр составит
К пр 2
Кпр2 для S=5 составит
Кпр3 для S=-2 составит
23.06.2023
К пр1 * ЭП 2
ЭП1
0,27 * 0,58
0,16
1
0,27 *1,4
К пр3
0,38
1
К пр 2
м3/сут/ат
м
м3/сут/атм
71

72.

4. Строим композитные ИЛ для каждого случая (S=0, 5, -2)
S
ЭП
Кпрод, м3/сут/атм
Pзаб, атм
161
160
158,3
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
1
0,27
Дебит, м3/сут
0
0,3
0,7
2,9
5,4
7,8
10,0
12,1
14,0
15,7
17,3
18,7
20,0
21,2
22,2
23,0
23,7
24,2
24,6
5
0,58
0,16
Дебит, м3/сут
0
0,2
0,4
1,7
3,2
4,7
6,1
7,5
8,8
10,0
11,2
12,4
13,5
14,5
15,5
16,5
17,4
18,2
19,0
-2
1,4
0,38
180
160
Дебит, м3/сут
0
0,4
1,0
4,1
7,5
10,6
13,4
15,9
18,1
20,0
21,6
22,9
23,9
24,6
25,1
140
120
Pwf
Рзаб,
атм
100
80
S= - 2
60
40
20
S=5
S=0
20
25
0
0
5
10
15
30
Q
Q,
м3/сут
5. Дебит при Рзаб = 50 атм для S=0 составит 21,2 м3/сут, S=5 - 14,5
м3/сут, для S=-2 - 24,6 м3/сут.
Задание Постройте ИЛ для S=2,5 и –1,2
23.06.2023
72

73. Метод Фетковича

Феткович предложил метод расчета притока в нефтяную скважину,
аналогичный расчету дебита газовых скважин.
Метод разработан на основе анализа исследований скважин методом
установившихся отборов.
В процессе исследований:
• диапазон изменения проницаемости залежей: 6 мД - 1000 мД.
• диапазон изменения пластовых давлений:
Рпл >> Рнас, Рпл << Рнас
23.06.2023
73

74. Метод Фетковича

Базовое уравнение:
Q C* P Р
2
пл
n
2
заб
где:
Q – дебит скважины, м3/сут;
Рпл – пластовое давление, атм;
Рзаб – забойное давление, атм;
C – коэффициент притока;
n – экспонента, зависящая от характеристики скважины и нефти
0,568 <= n <= 1,000 – значения полученные Фетковичем при анализе
40 тестов
Значения С и n определяются на основе исследований скважины
23.06.2023
74

75. Метод Фетковича

Для оценки С и n необходимо по меньшей мере 2 режима работы
скважины, оптимальное количество - 4 режима работы
Для определения C и n можно проводить различные исследования
1. Метод установившихся отборов. Для высокопроницаемых залежей
с коротким промежутком выхода скважины на установившийся
режим.
2. Метод последовательных режимов. Для низкопроницаемых
залежей с продолжительным периодом выхода скважины на режим
3. Модифицированный метод последовательных режимов. Для
низкопроницаемых залежей с продолжительным периодом
восстановления давления
23.06.2023
75

76. Метод Фетковича

Уравнение Фетковича можно модифицировать в форму уравнения
Вогеля и выразить АОП или Кпр
2
Q C Рпл2 Рзаб
2
Qmax C Рпл
0
Qmax
Рнас > Рпл
23.06.2023
n
1 Р
2 n
заб
2 n
Q P P
Qmax
Pпл
2
пл
n
2 n
заб
Рпл
К пр * Pпл
2
2
К пр * Рпл Рзаб
1
Q
2
Рпл
n
76

77. Метод Фетковича

Рпл > Рнас > Рзаб
2 n
К пр * Рнас Рзаб
1
Q К пр * ( Рпл Рнас )
2
Рпл
Для расчета по уравнениям Фетковича необходимо исследовать
скважину, как минимум, на двух режимах.
Если скважина исследована только на одном режиме, экспоненту n
можно принять равной 1.
Тогда С или Кпр можно рассчитать.
Результаты обычно получаются более консервативные, чем по методу
Вогеля с ЭП=1
23.06.2023
77

78. Метод Фетковича

Коэффициент продуктивности рассчитывается как:
К пр
2*Q
Р 2
Рпл 1 заб
Рпл
n
Коэффициент С рассчитывается как:
С
23.06.2023
Q
Р Р
2
пл
n
2
заб
78

79. Пример

Скважина исследована методом установившихся отборов. Рпл = 248,4
атм (Рпл < Рнас) . Результаты исследований представлены в таблице:
Дебит
м3/сут
41,8
60,9
79
101,8
Рзаб
атм
218,4
199,6
168,1
148,1
Постройте индикаторную линию, используя метод Фетковича
23.06.2023
79

80. Пример

1. Рассчитываем Рпл2-Рзаб2/10000
Дебит
м3/сут
41,8
60,9
79
101,8
23.06.2023
Рзаб
атм
218,4
199,6
168,1
148,1
Рпл^2-Pзаб^2/10000
атм^2
1,38
2,17
3,33
3,96
80

81. Пример

2. Строим график в логарифмических координатах Pпл2-Рзаб2/1000
относительно Q, определяем n
10,00
n
log Q
log 125 log 30
log P 2 log 105 log 104
Pпл^2 Pзаб^2/1000
n=0,62
1,00
1
23.06.2023
30 м3/сут
100
10
Q
125 м3/сут
81

82. Пример

3. Рассчитываем коэффициент С
C
Q
125
0,099
м3/сут/атм
0,099 * 248,4 0
92,4 м3/сут
n
P Р 10
2
пл
2
заб
5 0 , 62
4. Рассчитываем Qmax
2
Qmax C Pпл2 Pзаб
n
2 0 , 62
2
5. Определяем приток при различных Рзаб
23.06.2023
м /сут
2 n
заб
Q C* P P
2
пл
3
82

83. Индикаторная линия Фетковича

Q
м3/сут
0,0
35,0
51,9
64,1
73,4
80,5
85,7
89,4
91,5
92,2
300,0
250,0
200,0
P, атм
P
атм
248,0
220,5
192,9
165,4
137,8
110,2
82,7
55,1
27,6
0,0
150,0
100,0
50,0
0,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
Q, м3/сут
23.06.2023
83

84. Пример 2

Скважина исследована на 1 режиме
Q = 44,84 м3/сут
Pпл = 143,7 атм (Рпл < Рнас)
Рзаб = 121,6 атм
Рассчитайте Кпр, дебит при Рзаб = 103,4 атм, Qmax
1. Т.к. n расчетным путем определить невозможно (скважина
исследована только на одном режиме), предполагаем, что n = 1 и
рассчитываем коэффициент продуктивности
К пр
23.06.2023
2*Q
Р 2
Рпл 1 заб
Рпл
n
2 * 44,84
121,6 2
143,7 * 1
143
,
7
2,2 м /сут/атм
1
3
84

85. Пример 2

2. Рассчитываем дебит при Рзаб = 103,4 атм
n
2
2
К пр * Рпл Рзаб
2,2 *143,7 103,4
1
Q
76,2 м3/сут
1
2
2
Рпл
143,7
1
3. Рассчитываем Qmax
Qmax
23.06.2023
К пр * Pпл
2
2,2 *143,7
158,1 м3/сут
2
85

86. Пример 2

Повторим расчет по методу Вогеля:
Q = 44,84 м3/сут
Pпл = 143,7 атм (Рпл < Рнас)
Рзаб = 121,6 атм
Рассчитайте Кпр, дебит при Рзаб = 103,4 атм, Qmax
К пр
К пр
23.06.2023
1,8 * Q
2
Р * 1 0,2 Рзаб 0,8 Рзаб
Р
пл
Рпл
пл
1,8 * 44,84
143,7 * 1 0,2 121,6 0,8 121,6
143,7
143,7
2
2,2 м3/сут/атм
86

87. Пример 2

2. Рассчитываем дебит при Рзаб = 103,4 атм
2
K пр * Рпл
Рзаб
Рзаб
1 0,2
Q
0,8
1,8
Рпл
Рпл
2
2,2 *143,7
103,4
103,4
Q
0,8
77,6 м3/сут
1 0,2
1,8
143,7
143,7
3. Определяем Qmax
Qmax
23.06.2023
К пр * Рпл
1,8
2,2 *143,7
175,6 м3/сут
1,8
87

88. Сравнение методов

Параметр
Ед. изм.
Кпр const
Вогель
Феткович
Кпр
м3/сут/атм
2,0
2,2
2,2
Qmax
м3/сут
290,9
175,6
158,1
23.06.2023
88

89. Рассмотренные вопросы

• Основное уравнение для расчета Кпр и его модификации для
различных соотношений Рпл, Рзаб и Рнас.
• Уравнения для расчета дебита скважины
• Метод Вогеля, модификация Стандинга, метод Фетковича
• Построение индикаторных линий различных типов
• Примеры с месторождений
23.06.2023
89

90. Характеристика скважины

Москва 2007

91. Цель

Научиться строить характеристики НКТ для различных характеристик
скважины и свойств флюидов для того, чтобы проводить
системный анализ.
приток
Рзаб
d1
d2>d1
d3>d2
отбор
23.06.2023
91

92. Уравнение движения смеси

Градиент
давления
dp
f u 2 udu
g sin
dL
2d
dL
Изменение потенциальной
энергии в результате
изменения высоты
Потери на трение
Изменение кинетической
энергии
При определении градиента давления в каком-либо интервале, все
компоненты уравнения должны быть рассчитаны для Р, Т
рассматриваемого интервала
23.06.2023
92

93. Расчет свойств флюидов

23.06.2023
93

94. Изменение свойств флюидов

23.06.2023
94

95. Расчет давления насыщения по Стандингу

Г
Рнас 0,5197
г
0 ,83
10 b МПа
b 1,225 0,00164 * Tпл
1,769
н
Рнас – давление насыщения, МПа;
Г – газонасыщенность нефти при давлении выше давления насыщения, м3/м3;
γн – удельный вес нефти, г/см3;
γг – относительная плотность газа по воздуху;
Тпл – температура пласта, К.
К 273,15 1 С
Г=140 м3/м3; γн = 0,83 г/см3; γг = 0,9, Тпл = 304,5 К
b 1,225 0,00164 * 304,5
140
Рнас 0,5197
0
,
9
23.06.2023
0,83
1,769
0,406
0,83
10 0, 406 13,47 МПа
95

96. Расчет газосодержания по Стандингу

Р
Г г
b
0,5197 * 10
b 1,225 0,00164 * T
1
0 ,83
м3/м3
1,769
н
Рассчитаем для условий Р=1 МПа, Т=290 К.
b 1,225 0,00164 * 290
1,769
0,4924
0,83
1
Г 0,9 *
0 , 4294
0
,
5197
*
10
23.06.2023
1
0 ,83
6,5 м3/м3
96

97. Плотность нефти по методу Стандинга

Р<Рнас
н
1000 * н 1,21* гр Г
B
кг/м3
н – плотность нефти, кг/м3
– удельный вес нефти, г/см3
н
г – относительная плотность газа по воздуху
Г – газонасыщенность нефти, м3/м3
B – объемный коэффициент нефти
Р>Рнас
н ннас * exp cн Р Рнас кг/м3
сн – сжимаемость нефти
23.06.2023
97

98. Расчет плотности газа

Средняя плотность газа при нормальных условиях:
гн
Mг
30,1
1,34 кг/м3
22,414 22,414
Средняя плотность газа при стандартных условиях:
гст
Mг
30,1
1,25 кг/м3
22,414 24,05
Относительная плотность газа по воздуху:
г
гн
1,293
г
23.06.2023
гст
1,205
Мг
28,98
Мг
30,1
1,04
28,98 28,98
98

99. Расчет коэффициента сверхсжимаемости

В.Г. Грон вывел уравнения, аппроксимирующие график:
При 0 <= Рпр <= 3,8 и 1,17 <= Тпр <= 2,0
3, 45
0,18
Рпр
Z у 1 Рпр
0,135 0,016 6,1
Т пр
Т пр 0,73
Zу – коэффициент
сверхсжимаемости
углеводородной части
газа (без азота)
При 0 <= Рпр <= 1,45 и 1,05 <= Тпр <= 1,17
2
Z у 1 0,23 * Рпр 1,88 1,6Т пр Рпр
Рпр = 0,22
Тпр = 1,06
При 1,45 <= Рпр <= 4,0 и 1,05 <= Тпр <= 1,17
Z у 0,13Рпр 6,05Т пр 6,26
23.06.2023
Т пр
2
Рпр
99

100. Расчет коэффициента сверхсжимаемости

При 0 <= Рпр <= 1,45 и 1,05 <= Тпр <= 1,17
Z у 1 0,23 * 0,22 1,88 1,6 *1,06 * 0,222пр 0,96
Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси, состоящей из
углеводородных компонентов и азота определяется по:
Z Z yYy Z aYa
Yy – объемная доля углеводородной части газа
Ya – объемная доля азота
Zy, Za – коэффициенты сверхсжимаемости углеводородной части газа
и азота
23.06.2023
100

101. Расчет коэффициента сверхсжимаемости

Предположим, что Za = 1, тогда:
Z Z yYy Z aYa
Z 0,96 * 0,957 1* 0,0427 0,96
23.06.2023
101

102. Расчет изменения свойств нефти по В.Г. Грону

Дано:
нд – плотность дегазированной нефти 840 кг/м3
нд – вязкость дегазированной нефти 2 мПа*сек
Г – газосодержание пластовой нефти 140 м3/т
г – относительная по воздуху плотность газа 1,04
Тпл – пластовая температура 30 °С = 303,15 °К
Рпл – пластовое давление 18,0 МПа
Рнас – давление насыщения 14,2 МПа
уа – молярная доля азота в попутном газе 0,0427
yс1 – молярная доля метана в попутном газе 0,424
Определить свойства нефти при Р=1 МПа, Т=25 °С = 298,15 °К
23.06.2023
102

103. Текущее давление насыщения

1. Рассчитываем текущее равновесное давление насыщения
Рнас(Т ) Рнас
Рнас(Т ) 14,2
23.06.2023
Т пл Т
701,8
9,157
Г yc1 0,8 ya
МПа
303,15 298,15
13,97 МПа
701,8
9,157
140 0,424 0,8 * 0,0427
103

104. Объем выделившегося газа

2. Находим приведенный к нормальным условиям удельный объем
выделившегося газа
Vгв ГR( p)m(T ) Д (Т ) * 1 R( p) 1
R( p)
1 lg p
1 lg 1
1
1 0,534
1 lg PнасТ
1 lg 13,97
m(T ) 1 0,029 T 293 нд г *10 3 0,7966
m(T ) 1 0,029 298,15 293 840 *1,04 *10 3 0,7966 1,011
Д (Т ) 10 3 нд г 4,5 0,00305 Т 293 4,785
Д (Т ) 10 3840 *1,04 4,5 0,00305 298,15 293 4,785 0,867
Vгв 140 * ( 0,534) * (1,011) ( 0,867) * 1 ( 0,534) 1 106,1 м3/т
23.06.2023
104

105. Остаточная газонасыщенность

3. Рассчитываем остаточную газонасыщенность нефти
Vгр Гm(T ) Vгв
Vгр 140 *1,011 106,1 35,44 м3/т
23.06.2023
105

106. Относительная плотность выделившегося газа

4. Рассчитываем относительную плотность выделившегося газа
гв а * г 0,0036 1 R( p) 105,7 uR( p)
a 1 0,0054 T 293 1 0,0054 298,15 293 1,028
u 10 3 нд Г 186 10 3 * 840 *140 186 68,4
гв 1,028 * 1,004 0,0036 1 ( 0,534) 105,7 ( 68,4)( 0,534) 0,824
23.06.2023
106

107. Относительная плотность растворенного газа

5. Рассчитываем относительную плотность растворенного газа
гв *Vгв
Г аm(T ) г
Г
гр
Vгр
0,824 *106,1
140 * 1,028 *1,011*1,04
140
гр
1,8
35,44
23.06.2023
107

108. Объемный коэффициент нефти

6. Рассчитываем объемный коэффициент, предварительно определив
удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения
ее газонасыщенности (Т), и температурный коэффициент
объемного расширения дегазированной нефти н
1,0337 гр
3
(Т ) 10 4,3 3,54 *10 нд
5,581*10 6 нд 1 1,61*10 6Vгр *Vгр
а
3
(Т ) 10 3 4,3 3,54 *10 3840
1,0337 *1,8
5,581*10 6840 * 1 1,61*10 6 * 35,44 * 35,44
1,028
3,3 *10 3
23.06.2023
108

109. Объемный коэффициент нефти

780 <= нд <= 860
860 <= нд <= 960
н 10 3 3,083 2,638 *10 3 нд
н 10 3 2,513 1,975 *10 3 нд
нд = 840 кг/м3
н 10 3 3,083 2,638 *10 3840 8,671*10 4
23.06.2023
1/градус
109

110. Объемный коэффициент нефти

Рассчитываем объемный коэффициент нефти
bн ( р, Т ) 1
1,0733 *10 3 ндVгр (Т )
m(T )
н Т 293 6,5 *10 4 р
1,0733 *10 3 * 840 * 35,44 * 3,3 *10 3
bн ( р, Т ) 1
8,671*10 4 298,15 293
1,011
6,5 *10 4 *1 1,12
23.06.2023
110

111. Плотность газонасыщенной нефти

7. Рассчитываем плотность газонасыщенной нефти
1,293 *10 3 грVгр
нд 1
аm
(
T
)
нг
bн ( p, T )
кг/м3
1,293 *10 31,8 * 35,44
840 * 1
1,028 *1,011
809,5 кг/м3
нг
1,12
23.06.2023
111

112. Плотность газонасыщенной нефти

7. Рассчитываем плотность газонасыщенной нефти
1,293 *10 3 грVгр
нд 1
аm
(
T
)
нг
b( p, T )
кг/м3
1,293 *10 31,8 * 35,44
840 * 1
1,028 *1,011
809,5 кг/м3
нг
1,12
23.06.2023
112

113. Вязкость дегазированной нефти при заданной температуре

8. Рассчитываем вязкость дегазированной нефти по формуле П.Д.
Ляпкова при Р=Р0=0,1 МПа и Т=298,15К:
нд (Т ) нд Т 293 а еb 293 T
a 10 0,0175 293 T 2,58 10 0,0175 293 298,5 2,58 0,0021
0 ,13 0 , 002 Т 293
b 8,0 *10 5 нд 0,047 нд
b 8,0 *10 5 * 840 0,047 * 20,13 0,002 298,15 293 0,0223
нд (Т ) 2 298,15 293 0,00212,710,0223 293 298,15 1,79 мПа*сек
23.06.2023
113

114. Вязкость газонасыщенной нефти

9. Рассчитываем вязкость газонасыщенной нефти на основании
эмпирической корреляции указанной вязкости с вязкостью
дегазированной нефти при Р = Р0 = 0,1 МПа и заданной
температуре и количеством газа, растворенного в нефти при
заданных термодинамических условиях
нг ( р, Т ) А В (Т )
нд
А, В – графические функции газосодержания нефти, представленные
Чью и Коннели, которые могут быть аппроксимированы
уравнениями:
А 1 0,0129 *Vгр* 0,0364 *Vгр*0,85
В 1 0,017 *Vгр* 0,0228 *Vгр*0,667
V*гр – удельный объем растворенного в нефти газа, приведенный к
Р0 =0,1 МПа, Т=288,6К, м3/м3
23.06.2023
V *гр 1,055 *10 3 1 5 н *Vгр нд м3/м3
114

115. Вязкость газонасыщенной нефти

V *гр 1,055 *10 3 1 5 н *Vгр нд м3/м3
V *гр 1,055 *10 3 1 5 * 8,671*10 4 * 35,44 * 840 31,54 м3/м3
А 1 0,0129 *Vгр* 0,0364 *Vгр*0,85 1 0,0129 * 31,54 0,0364 * 31,540,85 0,7229
В 1 0,017 *Vгр* 0,0228 *Vгр*0,667 1 0,0017 * 31,54 0,0228 * 31,540,667 0,8256
нг ( р, Т ) А В (Т ) 0,7229 *1,790,8256 1,17 мПа*сек
нд
23.06.2023
115

116. Движение однофазного потока несжимаемой жидкости по трубам

23.06.2023
116

117. Однофазный поток

Режим движения ламинарный или турбулентный в зависимости от
значения числа Рейнольдса.
Число Рейнольдса это отношение сил инерции к силам вязкости, для
труб круглого сечения Re равен:
Re
Du
Lamina (англ.) – тонкий слой
Ламинарный поток состоит из слоев жидкости, движущихся с
различными скоростями, но в одном направлении.
Турбулентный поток характеризуется завихрениями, вызывающими
пульсации скоростей во всех направлениях.
Режим движения определяет профиль скорости в сечении трубы, потери
на трение и распределение веществ, содержащихся в жидкости
23.06.2023
117

118. Ламинарный и турбулентный режим

Переход от ламинарного к турбулентному режиму происходит при
Re 2100 (3000 др. источники)
Пример
Производится закачка воды удельным весом 1,03 г/см3 в скважину с
внутренним диаметром обсадной колонны 154,8 мм, вязкость воды 0,6
сП.
При каком расходе произойдет переход от ламинарного режима на
турбулентный?
23.06.2023
118

119. Решение

Скорость движения определяется по:
q
u
A
q – объемный расход, м3/сек;
А – площадь внутреннего сечения трубы, м2.
A
D 2
4
Следовательно:
q
4q
u
A D 2
23.06.2023
119

120. Решение

Переход от ламинарного режима к турбулентному происходит при
Re = 2100, Re определяется по:
Re
Du
Тогда, подставив в уравнение соответствующие значения, получаем:
2100
0,1548 *1030
u
0,6 *10 3
u 0,0079 м/сек
Т.к. u
q
4q
A D 2
q
D 2u
4
0,0079 * 3,14 * 0,15482
1,49 *10 4 м3/сек
4
q=1,49*10-4*86400=12,87 м3/сут
23.06.2023
120

121. Расчет потерь давления

Снижение давления на участке длиной L при движении однофазной
жидкости можно определить решив уравнение баланса энергии:
2
2 f u dL
dp
udu gdz f
dWs 0
d
D
Если жидкость несжимаема и на протяжении участка нет насоса,
компрессора или турбины, уравнение интегрируется:
P P1 P2 g z
u 2
2
2 f f u 2 L
D
Уравнение описывает флюид, движущийся из точки 1 в точку 2.
Компоненты уравнения в правой части: потенциальная энергия,
кинетическая энергия, трение.
P PПЭ РКЭ РТР
23.06.2023
121

122. Потеря давления вследствие изменения потенциальной энергии

Потеря давления вследствие изменения потенциальной энергии
объясняется изменением веса столба флюида. При горизонтальном
движении жидкости данный компонент будет равен 0.
PПЭ g z
Z – разница высот между точками 1 и 2, при том, что высота точки 2
выше.
- угол между горизонтальной плоскостью и направлением потока.
= +90 для восходящего вертикального потока
= 0 для горизонтального потока
= -90 для нисходящего вертикального потока
Для потока в прямой трубе с углом :
z z2 z1 L sin
23.06.2023
122

123. Движение в наклонной трубе

z z2 z1 L sin
23.06.2023
123

124. Расчет потери давления при изменении потенциальной энергии

Предположим, что 160 м3 воды плотностью 1050 кг/м3 закачивается в
трубу с углом наклона 50 от вертикали.
Рассчитаем потерю давления вследствие изменения потенциальной
энергии при движении по участку длиной 300 м
Для пресной воды плотностью 1000 кг/м3 потеря давления
вследствие изменения потенциальной энергии при движении по
вертикальному участку длиной 1 м составит
PПЭ g в L 9,8 *1000 *1 9800 Па/м
Для жидкости другой плотности РПЭ = 9,8* ж, Па/м, тогда:
PПЭ 9,8 * ж L sin( 40 ) 9,8 *1050 * 300 * ( 0,64) 1,98 *106 Па
23.06.2023
124

125. Расчет потери давления при изменении кинетической энергии

Потери происходят вследствие изменения скорости движения жидкости
между точками 1 и 2. При движении несжимаемой жидкости по трубе
постоянного сечения данный вид потерь будет равен 0.
Потери кинетической энергии равны:
PКЭ
или:
PКЭ
u
2
2
u u
2
2
2
2
1
(1)
Если жидкость несжимаема объемный дебит будет постоянен, скорость
меняется только из-за изменения площади трубы
u
23.06.2023
q
4q
A D 2
(2)
125

126. Расчет потери давления при изменении кинетической энергии

Объединим (1) и (2):
8 q 2 1
1
PКЭ 2 4 4
D2 D1
Пример
Предположим, что расход нефти при движении по горизонтальному
трубопроводу составляет 320 м3/сут, плотность нефти 930 кг/м3,
диаметр трубопровода сокращается с 0,102 м до 0,051 м. Рассчитайте
изменение кинетической энергии.
23.06.2023
126

127. Расчет изменения давления при изменении кинетической энергии

Сначала переведем расход из м3/сут в м3/сек:
q=320/86400=0,0037 м3/сек
Находим изменение кинетической энергии:
8 * 930 * (0,0037) 2 1
1
PКЭ
1431
0,0514 0,102 4
3,14 2
23.06.2023
Па
127

128. Расчет потерь давления на трение

Потери давления на трение можно рассчитать по уравнению Фаннинга
PТР
2 f f u 2 L
D
Здесь ff – фактор трения Фаннинга
При ламинарном режиме фактор трения является функцией числа
Рейнольдса:
16
ff
Re
При турбулентном режиме фактор трения может зависеть как от
числа Рейнольдса так и от шероховатости трубы
k
D
k 23.06.2023
– абсолютная шероховатость трубы
128

129. Расчет потерь давления на трение

Фактор трения Фаннинга получен из диаграммы, представленной на
предыдущем слайде. Данная диаграмма была построена из уравнения
Коулбрука-Уайта:
1
1,2613
4 log
3
,
7065
ff
Re f f
Фактор трения в данном уравнении не может быть вычислен сразу,
требуется проведение нескольких итераций (метод НьютонаРэфсона).
Уравнение с достаточной точностью позволяющее рассчитать фактор
трения без итерационного подхода предложено Ченом (Чен, 1979):
0,8981
1
5,0452 1,1098 7,149
4 log
log
Re
ff
3,7065
2,8257 Re
23.06.2023
129

130. Пример

Рассчитайте потери на трение при закачке 160 м3/сут жидкости
вязкостью 1,2 сп по НКТ с наружным диаметром 73 мм, внутренним
диаметром 57 мм, длина трубы 300 м, относительная шероховатость
0,001
Решение
Определим скорость движения жидкости:
u
q 4 *160 / 86400
0,726 м/сек
A 3,14 * 0,057 2
Параметр Рейнольдса:
Re
Du
0,057 * 0,726 *1050
36209
1,2 *10 3
Re > 2100 следовательно, режим турбулентный
23.06.2023
130

131. Пример

По диаграмме Муди или уравнению Чена находим фактор трения
По уравнению Чена ff = 0,0063
Рассчитываем потери давления на трение:
2 * 0,0063 *1050 * 0,726 * 300
PТР
36701 Па
0,057
2
23.06.2023
131

132. Многофазный поток в трубе

23.06.2023
132

133. Задержка (истинное объемное содержание фазы)

Рассмотрим двухфазный поток. Фаза более
легкая, чем фаза . Легкая фаза движется быстрее
тяжелой. Этот феномен называется задержка. Изза задержки объем тяжелой фазы в сегменте
трубы будет больше, чем объем тяжелой фазы на
входе в сегмент. Тяжелая фаза «задерживается» в
сегменте трубы относительно легкой фазы.
Задержка обозначается символом y.
y
V
V
V - объем тяжелой фазы в сегменте;
V – объем сегмента
23.06.2023
133

134. Задержка

Задержка легкой фазы вычисляется аналогично задержке тяжелой
фазы:
y
V
V
V - объем легкой фазы в сегменте;
V – объем сегмента
Или т.к. сегмент полностью занят двумя фазами:
y 1 y
При движении газожидкостной смеси y называют объемным
газосодержанием.
23.06.2023
134

135. Входная доля

Другим параметром, применяемым при описании двухфазного потока,
является входная доля каждой фазы, определяемая как:
q
для тяжелой фазы
для легкой фазы
1
q q
Здесь q и q объемные дебиты каждой фазы.
Входные доли и также называют «задержка без скольжения»
23.06.2023
135

136. Скорость скольжения

Еще одним параметром, применяемым для описания феномена
задержки, является скорость скольжения us. Это разница между
средними скоростями двух фаз.
u s u u
Здесь u и u средние скорости движения фаз в сегменте трубы.
Скорость скольжения не является независимым от задержки
параметром, это другой способ отражения этого феномена.
23.06.2023
136

137. Приведенная скорость

Для того, чтобы отразить взаимосвязь между задержкой и скоростью
скольжения введен параметр приведенная скорость uS и uS
q
u s
A
q
u s
A
Приведенная скорость фазы была бы средней скоростью движения
фазы при условии заполнения данной фазой всего объема сегмента
трубы
Этот параметр не отражает физически существующую скорость.
23.06.2023
137

138. Взаимосвязь средней скорости фазы и приведенной скорости фазы

Средние скорости в сегменте u и u связаны с приведенной
скоростью и задержкой:
u s
u
y
u
us
y
Тогда скорость скольжения
u s u u
может быть определена как:
q
1 q
us
A 1 y y
23.06.2023
138

139. Скорость компонента

Скорость движения компонента можно рассчитать, зная расход
компонента и его задержку (истинное объемное содержание):
qg
qg
ug
Ay g
A 1 yl
ul
23.06.2023
ql
Ayl
139

140. Скорость смеси

Скорость смеси рассчитывается, исходя из расхода компонента в
сегменте:
ql qg
um
usl usg
A
23.06.2023
140

141. Пример

Скорость скольжения газожидкостной смеси 18 м/мин, приведенные
скорости каждой фазы также 18 м/мин. Определите задержку каждой
фазы.
Решение
Скорость скольжения равна:
q
1 q
us
A 1 y
y
или
Т.к. приведенная скорость фазы равна q/A:
Выразим yl:
q
q
us
А 1 y А y
us
us yl2 (us usg usl ) yl usl 0
u sg
1 yl
u sl
yl
Решение уравнения для us= usg = usl = 18 м/мин yl = 0,62
Задержка газовой фазы yg = 1-0,62 = 0,38
23.06.2023
141

142. Режимы движения двухфазного потока

То, каким образом две фазы распределены в трубе, в значительной
степени влияет на:
- скольжение между фазами;
-градиент давления.
В литературе по изучению движения многофазных смесей различают
в настоящее время:
-пузырьковый режим;
-пробковый режим;
-эмульсионный режим;
-кольцевой режим.
23.06.2023
142

143. Пузырьковый режим

Пузырьки газа равномерно распределены в сплошной жидкой среде
23.06.2023
143

144. Пробковый режим

При высоком расходе газа пузырьки объединяются в большие пузыри
(пузыри Тейлора), которые могут полностью перекрыть сечение
трубы. Между большими пузырями газа движутся пробки жидкости,
содержащие маленькие пузырьки.
23.06.2023
144

145. Эмульсионный режим

С дальнейшим увеличением расхода газа большие газовые пузыри
становятся нестабильными и лопаются. Структура потока в
результате становится эмульсионной, высокотурбулентной, фазы
рассеяны. Жидкая фаза движется колебательно в различных
направлениях, в т.ч. вверх и вниз.
23.06.2023
145

146. Кольцевой режим

При еще большем увеличении расхода газа, газовая фаза становится
сплошной, жидкость движется по стенкам трубы. Пузырьки жидкости
движутся в газовой фазе.
23.06.2023
146

147. Предсказание режима

Режим движения ГЖС может быть определен по карте режимов,
связывающей режим движения с дебитом фаз.
Одной из таких карт является карта Данса и Роса (1963).
Карта режимов потока Данса и Роса связывает тип режима с двумя
безразмерными параметрами, которые получили название
безразмерный параметр скорости жидкости NVL и безразмерный
параметр скорости газа NVG.
NVL u SL 4
l
g
NVG u SG 4
l
g
ρL – плотность жидкости
– межфазное натяжение
23.06.2023
147

148. Карта режимов Данса и Роса

Данс и Рос выделили три региона на карте, но также включили
переходный регион, где структура потока меняется от сплошной
жидкой фазы на сплошную газовую фазу.
Регион 1 содержит пузырьковый и низкоскоростной пробковый
режим
Регион 2 – высокоскоростной пробковый и эмульсионный
Регион 3 – кольцевой режим.
23.06.2023
148

149.

Распределение давления, температуры и режимов в скважине
Температура
Давление
кольцевой
эмульсионный
Глубина
пробковый
пузырьковый
однофазный
нефть
23.06.2023
149

150. Интенсификация добычи

• Создание протяженного
высокопроницаемого сегмента
• Приток из залежи в трещину, приток из
трещины в скважину
• Проводимость трещины
23.06.2023
150

151. Кпр при псевдоустановившемся режиме

( Pпл Pзаб )
0,472 Rк
S
ln
rс
Закон Дарси
Q
kh
18,41B
Безразмерный
коэффициент
продуктивности
JD
1
1
ln Rк / rс 0,75 S ln 0,472 Rк / rс S
Связь между Кпр и безразмерным
J D:
Q
kh
JD
( Pпл P заб ) 18,41B
JD ≈ 0,1 – характеристики ПЗП не нарушены
JD << 0,1 – характеристики ПЗП ухудшены
JD >> 0,1 – характеристики ПЗП улучшены (обработка ПЗП)
23.06.2023
151

152. Скин фактор

Рпл
Зона измененной
проницаемости
Rк
rS – радиус зоны изменившейся проницаемости
kS – значение изменившейся проницаемости
23.06.2023
152

153. Формула Хокинса

Расстояние
проникновения
нарушения
23.06.2023
153

154. Оценка скин фактора

Радиус скважины
0,1 м
Изменение проницаемости
Проникновение нарушения
раз
0,5 м
0,5
S (5 1) ln
6,4
0,1
23.06.2023
154

155. Вопрос

Когда мы предполагаем, что скин фактор равен нулю, какое
значение проницаемости мы получаем: завышенное или
заниженное?
k
rs
S 1 ln
k s rc
k
1 0
ks
k
1, k k s
ks
Таким образом, когда мы предполагаем, что скин фактор равен нулю,
мы получаем минимально возможное значение проницаемости
23.06.2023
155

156. Подбор УЭЦН

Москва 2005

157. Правда или миф

• Насос нужен только тогда, когда скважина не работает
фонтаном
• Напор насоса зависит от глубины спуска
• Насос не работает, если давление на приеме < давления
насыщения
• При высоких значениях газового фактора и низком забойном
давлении насос не сможет работать из-за газа
• Российские насосы не предназначены для работы на частотах
больше 50 Гц
• Насос нужно размещать выше интервала перфорации
• Газосепаратор значительно усложняет компоновку УЭЦН
• Подбор насоса это сложная задача
23.06.2023
157

158. Алгоритм подбора

• Анализ данных и построение индикаторной линии
• Определение дебита жидкости при намечаемом Рзаб
• Определение глубины спуска насоса, расчет содержания газа
на приеме насоса. Определение дебита жидкости через насос
• Принятие решения о целесообразности применения
сепаратора и определение требуемой производительности
насоса
• Расчет требуемого напора
• Расчет для различных частот и сравнение полученных
результатов с вариантом для базовой частоты
• Определение мощности двигателя
23.06.2023
158

159. Анализ данных

Технологический режим
Дебит жидкости
Обводненность
Динамический уровень и затрубное давление
Пластовое давление
Свойства нефти, газа и воды
Температура на устье и в пластовых условиях
Кривые разгазирования
Нефть: объемный коэффициент, вязкость, газовый фактор,
плотность, давление насыщения
Газ: состав и плотность
Вода: состав, вязкость и плотность
23.06.2023
159

160. Данные с месторождения

Скважина 1
Способ эксплуатации: фонтан
Pпл = 187,9 атм
Pзаб = 178,6 атм
Pнас = 158,3 атм
Дебит нефти = 46,8 т/сут
Дебит жидкости = 57 м3/сут
Обводненность = 0 %
Верх интервала перфорации = 2200 м
Задание:
Выберите насос для эксплуатации скважины с Рзаб = 100 атм
23.06.2023
160

161. Построение индикаторной линии

Как Вы будете строить индикаторную линию?
Шаг 1.
Шаг 2.
Шаг 3.
23.06.2023
161

162. Расчет Кпр

Сначала определяем Кпр
Т.к. Pпл > Pзаб > Pнас Кпр рассчитывается по:
К пр
Q
Pпл Pзаб
57
К пр
6,13 м3/сут/атм
187,9 178,6
23.06.2023
162

163.

Далее рассчитываем дебиты при различных забойных давлениях и
строим ИЛ
Pзаб, атм
187,9
180
170
160
158,3
150
140
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
23.06.2023
Дебит, м3/сут
0,0
48,4
109,7
171,0
181,4
231,1
287,8
341,1
390,9
437,3
480,3
519,8
555,8
588,4
617,6
643,4
665,7
684,5
699,9
711,9
720,4
200
190
180
170
160
150
140
130
120
110
Рзаб,
Pwf 100
атм 90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
Q, м3/сут
600,0
700,0
800,0
163

164. Намечаемый дебит

Мы хотим поддерживать Рзаб = 100 атм
По ИЛ этому давлению соответствует дебит 480,3 м3/сут
Можем ли мы определить производительность насоса?
200
190
180
170
160
150
140
130
120
Рзаб, 110
Pwf 100
атм
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
480,3 m3/сут
0,0
100,0
200,0
300,0
400,0
500,0
, м3/сут
600,0
700,0
800,0
Q
23.06.2023
164

165. Оценка дебита через насос

Для определения дебита жидкости через насос нам необходимо знать
какой объем имеет поверхностный дебит в условиях приема насоса. Как
это определить?
Можно воспользоваться кривыми разгазирования и определить
значение объемного коэффициента при интересующем нас давлении
Bпл=1.3
23.06.2023
Можно рассчитать это значение по одной из методик
165

166. Определение давления на приеме насоса

Итак, для определения объемного дебита жидкости через насос, нам
нужно определить давление на приеме насоса.
Рпр Рзаб Р
где Р гидростатическое давление столба жидкости, равного по
высоте вертикальному расстоянию от приема насоса до верха
перфорации
Н перф Н нас см * 9,8 атм
P
100000
Пусть Ннас = 2100 м, тогда
P
(2200 2100) * 829 * 9,8
8,1 атм
100000
Тогда давление на приеме
Рпр 100 8,1 91,9 92 атм
23.06.2023
166

167. Оценка дебита через насос

Определим по кривым разгазирования значение объемного
коэффициента нефти при Р=92 атм
Bн=1.28
23.06.2023
167

168. Дебит через насос

После того, как мы определили значение объемного
коэффициента, мы можем рассчитать дебит жидкости через
насос
Сейчас мы можем определить насос какой производительности нам
нужен
Q Q *B Q
ж
нп
пр
в
Важность объемного коэффициента Bпр
Bпр 1,2, n 0%
Дебит на поверхности 10 м3/сут
Дебит через насос 12 м3/сут
Дебит на поверхности 100 м3/сут
Дебит через насос 120 м3/сут
Дебит на поверхности 250 м3/сут
Дебит через насос 300 м3/сут
Дебит на поверхности 500 м3/сут
Дебит через насос 600 м3/сут
Дебит на поверхности 1000 м3/сут Дебит через насос 1200
м3/сут
Что если Bпр 1,3?
23.06.2023
168

169. Определение требуемой производительности

Итак, для нашего примера при Рзаб = 100 атм нам нужен насос,
который сможет прокачивать 480,3*1,28=
615 м3/сут
Вопросы
1. Что делать если нет кривых разгазирования? Рассчитать
требуемые параметры
2. Что делать, если данных для расчета не достаточно? Принять
недостающие параметры равными их значениям на ближайшем
месторождении
23.06.2023
169

170. Процент свободного газа

Это один из самых важных вопросов
Все остальное может быть в порядке, производительность,
напор, мощность.
Но содержание газа на приеме насоса может стать фактором, не
позволяющим достичь планируемый дебит.
Насос обычного исполнения может работать если объемное
содержание свободного газа на приеме не превышает 25%.
Таким образом, если прогнозируется содержание свободного газа
> 25 % нужен газосепаратор.
Итак, все что требуется, это рассчитать процент свободного газа
на приеме.
23.06.2023
170

171. Кривые разгазирования

Количество выделившегося и растворенного газа можно
оценить, используя кривые разгазирования.
Г=140 м3/т
Г=110 м3/т
При Р=90 атм, количество растворенного газа составляет 110 м3/т
23.06.2023
171

172. Определение количества выделившегося газа

Итак, в пластовых условиях одна тонна нефти содержит 140 м3
газа, в условиях приема насоса это количество сокращается до
110 м3, значит, количество выделившегося (свободного) газа
составит:
Qсв Г пл Г пр
Qсв 140 110 30
м3/т
Но мы все еще не можем оценить процентное содержание газа на
приеме насоса. Почему?
23.06.2023
172

173. Законы идеального газа

1.
2.
Закон Бойля-Мариотта
Закон Гей-Люссака
PV const ,
P1V1 P2V2 T const
V / Т const ,
V1 / Т1 V2 / Т 2 Р const
3.
Закон Шарля
23.06.2023
P / Т const ,
P1 / Т1 P2 / Т 2 V const
173

174. Взаимосвязь между объемом газа, температурой и давлением

P0V0
PV
PV
1 1 2 2
T0
T1
T2
Нормальные или стандартные условия
P0V0
T0
Нормальные условия: P = 0,101325 MПа, T = 273,15 K = 0°C
Стандартные условия: P = 0,101325 MПа, T = 293,15 K = 20°C
23.06.2023
174

175. Реальный газ

V0 P0 T
V
Z
T0 P
Z – коэффициент сверхсжимаемости
V0,P0,T0 – нормальные или стандартные условия
P,T – интересующие условия
Итак, сейчас мы можем пересчитать объем газа из поверхностных
условий в условия приема насоса
Рассчитаем это значение для нашего случая, предположив, что
температура на приеме составит 303 К (30 °C), Z = 0,85
V
23.06.2023
30 * 0,1 303
* 0,85 0,29
293
9
м3
175

176. Содержание свободного газа

Сейчас нам нужно перевести значение из м3/т в м3/м3 и мы сможем
рассчитать процент свободного газа.
0,29 м3/т равен 0,24 м3/м3 для нефти с плотностью 829 кг/м3.
Почему?
Предположим, что обводненность равна 0.
Объемный коэффициент нефти в условиях приема насоса равен 1,28,
следовательно 1 м3 нефти на поверхности занимает 1,28 м3 в
условиях приема насоса.
Мы также знаем, что из одного кубического метра нефти в условиях
приема насоса выделяется 0,24 м3 газа.
Общий объем ГЖС = 0,24+1,28=1,52 м3
Процент газа 0,24/1,52=16,8%
23.06.2023
176

177. Содержание свободного газа

Итак, мы рассчитали, что на приеме насоса в нашем случае будет
находится 16,8% газа, значит ли это что весь газ попадет в насос?
В таблице приведены общие сведения по эффективности различных
методов сепарации.
Оборудование
Эффективность
сепарации
Газ, попадающий в
насос
Стандартный прием
0 - 20 %
25 - 50 %
80 - 95 %
80 - 100 %
50 - 75 %
5 - 20 %
Гравитационный
Центробежный
Предположим, что в нашем случае эффективность естественной
сепарации составит 10 %, тогда в насос попадет количество газа,
составляющее 0,24*0,9=0,22 м3, что составит 14,5% по объему
23.06.2023
177

178. Характеристики газосепараторов

23.06.2023
178

179. Напорные характеристики

23.06.2023
179

180. Напорные характеристики

23.06.2023
180

181. Напорные характеристики

23.06.2023
181

182.

Зависимости
газосодержания на
входе в газосепаратор
(βвх) от расхода
жидкости (Qжнач) при
остаточном
газосодержании после
газосепаратора βост =
0.25 (максимально
допустимое по ТУ на
УЭЦН) для испытанных
газосепараторов на
мелкодисперсной
газожидкостной смеси
«вода-ПАВ-воздух».
А. Н. Дроздов, д.т.н., профессор,
заместитель проректора РГУ
нефти и газа им. И.М. Губкина по
научной работе
23.06.2023
182

183. Факторы, влияющие на способность УЭЦН работать в среде с газом

Геометрия ступени насоса
Производительность ступени
Наличие/отсутствие частотного преобразователя
Характеристики флюидов
Вязкость жидкости
Давление и температура на приеме
Геометрия скважины
Скорость жидкости
Наличие/отсутствие пакера
Спуск ниже/выше интервала перфорации
23.06.2023
183

184. Геометрия ступени насоса

Геометрия ступени насоса напрямую влияет на его способность
работать в среде с газом. Ступень для смешанного потока
позволяет работать с большим процентом свободного газа на
приеме, чем ступень для радиального потока.
23.06.2023
http://www.bakerhughes.com/centrilift/sysapp/gas.htm
184

185. Работа УЭЦН в среде с газом

23.06.2023
http://www.bakerhughes.com/centrilift/sysapp/gas.htm
185

186. Газосепараторы «Борец»

23.06.2023
186

187. Диспергаторы «Борец»

23.06.2023
187

188. Газосепараторы - диспергаторы «Борец»

23.06.2023
http://www.borets.ru/site/sep.html
188

189. Газосепараторы «АЛНАС»

23.06.2023
http://ru.alnas.ru/products/gs/gca-5-3/
189

190. Газосепараторы «НОВОМЕТ»

Газосепараторы - 4, 5 и 5А
габаритов следующей
производительности:
•4 габарит от 20 до 200 м3/сут.
•5 габарит от 25 до 250 м3/сут.
•5А габарит от 120 до 500 м3/сут.
23.06.2023
http://www.novomet.ru/production/separator.php 190

191. Диспергаторы «НОВОМЕТ»

23.06.2023
Типоразмер
Диапазон подач, м3/сут
Типораз
мер
Подача, м3/сут
ДН5/1
10…80
ДН5/2
50…160
ДН5/3
130…250
ДН5А/1
70…250
ДН5А/2
200…650
http://www.novomet.ru/production/separator.php191

192. Система «Газмастер» Центрилифт

Насос с системой «Газмастер» смешивает и
сжимает газожидкостную смесь, позволяя
стандартным ступеням работать с большим
содержанием газа. Применение системы
позволяет увеличить допустимый процент
свободного газа на приеме насоса до 50%.
23.06.2023
http://www.bakerhughes.com/centrilift/sysapp/gas.htm
192

193. Центробежный сепаратор «Центрилифт»

Специально спроектированный ротор
вращается со скоростью 3500 об/мин,
смещая жидкость большей плотности к
периферии, освобождая центральную
область для подъема газа и сброса его в
затрубное пространство.
Эффективность сепарации до 90+%
Тандемное исполнение до 97+%
23.06.2023
193

194. Газосепаратор XGC фирмы «ESP»

компрессор
верхний сепаратор
переход
центрифуга
нижний сепаратор
преобразователь давления
прием
23.06.2023
http://www.woodgroup-esp.com/prodgas.asp
194

195. Система «Poseidon» REDA Schlumberger

23.06.2023
http://www.oilfield.slb.com/content/services/artificial/submersible/poseidon.asp? 195

196. Напор

Устьевое
(буферное)
давление
3
Устье
Жидкость
Поверхность
2
Потери на
трение
1
Вертикальный
подъем
Динамический уровень
Глубина насоса
Приток
23.06.2023
Приток
196

197. Динамический уровень

Можем ли мы определить Ндин, зная Рзаб?
Pзаб Pзатр 1 g H нас Н дин 2 g H перф H нас
Н дин H нас
P P
заб
затр
2 * g * ( H перф H нас )
Pa
Рзатр
Gas
Газ
P1
Oil
Нефть
P2
Нефть
+
Oil
+ Water
1 * g
Это уравнение для вертикальной скважины!
Каким образом затрубное давление влияет
на Ндин?
23.06.2023
вода
197

198. Динамический уровень

Если скважина наклонная?
Даже если скважина
наклонная. Нам
необходимо
определить
вертикальное
значение Ндин
Газ
Нг
Lг
Нефть
Нефть +
вода
23.06.2023
198

199. Динамический уровень в наклонной скважине

( Lнас Н дин ) *Удл
Pзаб Pзатр Lнас Н дин
* нп * g
Lперф
( Lперф Lнас ) *Удл
n
n
L
L
*
*
1
*
в
перф нас
нп
* g
Lперф
100
100
Lперф Lнас *Удл
Pзаб Pзатр Lперф Lнас
* см * g
L
перф
нп * g
Н дин Lнас
Удл
1
L
перф
23.06.2023
199

200. Динамический уровень в наклонной скважине

Это сложное уравнение использовать не обязательно, как можно
определить истинный динамический уровень, зная его
вертикальную проекцию?
23.06.2023
200

201. Динамический уровень

Рассчитаем Ндин для нашего примера, предположив, что скважина
вертикальная, приняв глубину спуска насоса равной 50 м над
интервалом перфорации и затрубное давление 10 атм
Н дин H нас
Н дин
P P
заб
затр
2 * g * ( H перф H нас )
1 * g
100000 * (100 10) 829 * 9,8 * (2200 2100)
2100
1092 м
829 * 9,8
Это наиболее значимая составляющая требуемого напора
Пересчитайте для Рзатр = 20 атм
23.06.2023
201

202. Устьевое давление

Нам также требуется напор для преодоления устьевого давления
Предположим, что на устье мы собираемся поддерживать 20 атм, какой
напор нам требуется?
P
P gH H
g
Итак для нефти плотностью 829 кг/м3 и буферного
давления 20 атм
нам нужно:
м
100000 * 20
H
246
829 * 9,8
Это вторая составляющая напора
23.06.2023
202

203. Потери на трение

Два предыдущих компонента напора не зависели о диаметра труб
Для потерь на трение диаметр труб важный параметр
Для расчета напора, необходимого на преодоление трения, нам нужно:
• определить режим движения жидкости в трубе по числу Рейнольдса
• рассчитать среднюю скорость жидкости
• определить относительную шероховатость стенки трубы
• рассчитать коэффициент гидравлического трения
23.06.2023
203

204. Число Рейнольдса

Число Рейнольдса это отношение инерционных сил, возникающих при
движении жидкости к вязкости жидкости
Используется для определения режима движения жидкости:
ламинарный или турбулентный.
Граница между этими режимами для круглых труб находится в области
Re 2100. При Re < 2100 режим ламинарный, Re > 2100 турбулентный
wd wd
Re
кг/м
3
ρ – средняя плотность жидкости,
w – средняя скорость жидкости, м/сек
d – внутренний диаметр трубы, м
μ – средняя динамическая вязкость, Па*сек
ν – средняя кинематическая вязкость, м2/сек
23.06.2023
204

205. Число Рейнольдса

Рассчитаем Re для нашего примера для двух диаметров труб 0,062 и
0,077 м
dвн = 0,062 м
м/сек
w
Re
dвн = 0,077 м
23.06.2023
Q 615 /(86400)
2,37
3,14 * 0,062 2
F
4
wd 829 * 2,37 * 0,062
101511
0,0012
м/сек
Q 615 /(86400)
w
1,55
3,14 * 0,077 2
F
4
wd 829 *1,55 * 0,077
Re
82451
0,0012
205

206. Коэффициент гидравлического трения

Коэффициент гидравлического трения зависит от режима движения,
относительной шероховатости стенки трубы и числа Рейнольдса.
Зная коэффициент гидравлического трения можно оценить потери на
трение
L w2
H тр
dв н 2 g
23.06.2023
206

207. Ламинарный режим

Если Re < 2100 режим ламинарный, коэффициент гидравлического
трения рассчитывается по уравнению:
64
Re
23.06.2023
207

208. Турбулентный режим

Если Re > 2100 режим турбулентный, оценка коэффициента
гидравлического трения сложнее.
Сначала нужно определить абсолютную шероховатость трубы
Труба после эксплуатации
= 0,0002 м
Новая труба
= 0,000014 м
Труба после эксплуатации
= 0,0002 м
Беггс
Мищенко
Мищенко
Относительная шероховатость это отношение абсолютной
шероховатости к внутреннему диаметру трубы
относительная _ шероховатость
23.06.2023
d вн
208

209. Коэффициент гидравлического трения

Автор
Уравнение
Область применения
Конаков
Блазиус
Альтшуль
Никурадзе
Гладкие трубы, Re<=3*106
1
(1,8 lg Re 1,5) 2
Гладкие трубы, Re<=105
0,316 Re 0, 25
100
0,1* 1,46
d
Re
1
d
2 * lg 1,14
2
Шифринсон
0,11
d
Мищенко
158
0,067 *
2
d
Re
23.06.2023
0 , 25
Трубы с небольшой
шероховатостью
0 , 25
0, 2
209

210. Коэффициент гидравлического трения

Рассчитаем коэффициент гидравлического трения по уравнению
Мищенко, приняв абсолютную шероховатость равной 0,0002 м
158
2
d
Re
0, 2
0,067 *
dвн = 0,062 м
0,0002
158
0,067 *
2
101511
0
,
062
dвн = 0,077 м
0,0002
158
0,067 *
2
0,077
82451
23.06.2023
0, 2
0,0255
0, 2
0,0249
210

211. Потери на трение

Теперь мы можем рассчитать потери на трение
dвн = 0,062 м
м
L w2
2100 2,96 2
H тр
0,0255
386
dвн 2g
0,062 2 * 9,8
dвн = 0,077 м
H тр 0,0249
2
2100 1,94
130
0,077 2 * 9,8
м
В трубе меньшего диаметра потери на трение почти в 3 раза выше.
Поэтому выбираем трубы с dвн 0,077 м.
Итак, третий компонент требуемого напора составляет130 м
23.06.2023
211

212. Требуемый напор

Требуемый напор = 1092+246+130 = 1468 м
Итак нам нужен насос, способный поднимать 615 м3/сут на высоту
1468 м по трубам с dвн >=0,077 м (НКТ-89)
23.06.2023
212

213. Характеристика ступени

Это характеристика ступени насоса ЭЦН5А-700 «НОВОМЕТ»
Q=Qном
H=4,35 м
P=0,477 кВ
23.06.2023
213

214. Влияние вязкости нефти на работу ЭЦН

23.06.2023
214

215. Влияние влагосодержания на вязкость нефти

23.06.2023
215

216. Влияние температуры и влагосодержания на вязкость нефти

23.06.2023
216

217. Коэффициенты пересчета характеристик ЭЦН от влияния вязкости

23.06.2023
217

218. Наш выбор

Т.к. требуемый напор составляет 1468 м, нам нужно 338 ступеней и
0,477*338= 161 кВ мощности.
Итак, на этом этапе наш выбор ЭЦН5А-700-1450 «НОВОМЕТ»
23.06.2023
218

219. Двигатель

Для обеспечения насоса мощностью 161 кВ выбираем двигатель
ПЭДТНС-180-117
23.06.2023
219

220. Задание

Подберите оборудование для получения максимального дебита из
скважины, рассмотренной в предыдущем примере, при условии, что
объемное газосодержание в насосе не должно превышать 25%.
23.06.2023
220

221. Периодическая эксплуатация

Причины периодической эксплуатации:
-несоответствие производительности ГНО производительности
скважины;
-ограничение отбора из скважины (критическое снижение пластового
давления, невозможность сбора, транспортировки либо подготовки
нефти в соответствующих количествах).
Варианты при несоответствии производительности ГНО
производительности скважины:
-замена типоразмера ГНО (например, ЭЦН-60 на ЭЦН-30);
-смена способа эксплуатации (например, ЭЦН на ШГН).
Возможен вариант, когда даже перевод на ШГН не позволит вывести
скважину на постоянный режим
23.06.2023
221

222. Изменение типоразмера ЭЦН

Насосы с наименьшей производительностью:
АЛНАС
ЭЦНА5-18 12-30 м3/сут
БОРЕЦ
ЭЦНМ5-30 15-55 м3/сут
НОВОМЕТ ВННП-15 8-22 м3/сут
Таким образом, при оценке возможности перевода скважины на
постоянный режим с УЭЦН можно ориентироваться на дебит 15
м3/сут
23.06.2023
222

223. Определение коэффициента продуктивности скважины

На первом этапе нам необходимо определить
коэффициент продуктивности скважины.
Однако, мы не можем использовать
стандартную формулу Q/ Р и ее модификации
для различных соотношений Рпл, Рзаб и Рнас.
Почему?
23.06.2023
223

224. Работа периодической скважины

Забойное давление в процессе работы
скважины меняется, дебит скважины в
Поэтому уравнение
процессе работы равен какой-то
Q
величине, при накопленииК дебит
Р Р равен
0.
не работает
пр
пл
23.06.2023
заб
224

225. Решение

Предлагается использовать средние величины забойного давления и
дебита
Пусть дебит жидкости за время работы скважины равен Qраб, время
работы равно Траб (час), время накопления равно Тнак (час), тогда:
- количество суток в одном цикле работы-накопления:
Nсут=(Траб+Тнак)/24,
- среднесуточный дебит:
Qсрсут=Qраб/Nсут.
Среднее забойное давление Рзабср= (Рзаб1+Рзаб2)/2
Далее средние значения дебита и забойного давления могут
использоваться при определении Кпр.
23.06.2023
225

226. Пример

Скважина работает в периодическом режиме 10 часов работы, 38
накопления
Пластовое давление Рпл 180 атм
Забойное давление при запуске Рзаб1 170 атм
Забойное давление при остановке Рзаб2 100 атм
Дебит жидкости за 10 часов работы Qраб = 30 м3/сут
Давление насыщения Рнас = 110 атм
Определить Кпр, оценить с каким дебитом будет работать скважины
при Рзаб = 0,75 Рнас
23.06.2023
226

227. Решение

Определим количество суток в режиме:
Т раб Т нак
N сут
24
10 38
2 сут
24
Определим среднесуточный дебит:
Qсрсут Q раб / N сут 30 / 2 15 м3/сут
Определим среднее забойное давление:
Рзабср
Рзаб1 Рзаб 2 170 100
135 атм
2
2
Т.к. Рзабср>Рнас можем рассчитать Кпр по формуле:
К пр
23.06.2023
Qср
Рпл Рзабср
15
0,33 м3/сут/атм
180 135
227

228. Расчет потенциального дебита

Рассчитаем потенциальный дебит при Рзаб = 0,75 Рнас
Т.к. Рнас = 110 атм, намечаемое забойное давление Рзаб = 82,5 атм
Т.к. Рпл>Рнас>Рзаб для расчета дебита воспользуемся формулой
2
К пр Рнас
Рзаб 3
Рзаб
м /сут
Q К пр ( Рпл Рнас )
1 0,2
0,8
1,8
Рнас
Рнас
2
0,33 *110
82,5
82
,
5
Q 0,33 * (180 110)
1 0,2
0,8
31,2 м3/сут
1,8
110
110
Таким образом, при поддержании Рзаб = 82,5 атм, скважина сможет
работать с дебитом 31,2 м3/сут в постоянном режиме
23.06.2023
228

229. Задача

Скважина работает в периодическом режиме 10 часов работы, 62 часа
накопления
Пластовое давление Рпл 180 атм
Забойное давление при запуске Рзаб1 170 атм
Забойное давление при остановке Рзаб2 100 атм
Дебит жидкости за 8 часов работы Qраб = 30 м3/сут
Давление насыщения Рнас = 110 атм
Определить Кпр, оценить с каким дебитом будет работать скважины
при Рзаб = 0,75 Рнас
23.06.2023
229

230. Подбор УЭЦН для работы в периодическом режиме

Смена способа эксплуатации с ЭЦН на ШГН связана со значительными
затратами:
- фундамент для СК;
- СК, переобвязка, замена арматуры;
- ремонт скважины.
В связи с этим при большом количестве скважин с УЭЦН, работающем
в периодическом режиме, процесс переоборудования может занять
продолжительное время.
Поэтому данная задача актуальна
23.06.2023
230

231. Подбор УЭЦН для работы в периодическом режиме

Цель подбора оборудования:
-достичь максимальный дебит из скважины с учетом действующих
ограничений;
-сократить до минимума количество запусков и остановок ЭЦН;
Как этого достичь?
23.06.2023
231

232. Подбор УЭЦН для работы в периодическом режиме

Необходимо, чтобы производительность проектируемой установки в
максимальной степени соответствовала максимальному допустимому
дебиту из скважины.
Другими словами насос минимальной производительности должен
быть спущен на максимальную глубину, при этом напор насоса должен
соответствовать нижнему пределу динамического уровня
23.06.2023
232

233. Задача

Подберите УЭЦН для следующих условий:
Вертикальная скважина
Расстояние до верха перфорации 2000 м
Дебит жидкости за цикл работы 8 м3/сут
Обводненность 0%
Режим 4/44
Пластовое давление Рпл = 175 атм
Забойное давление в момент запуска Рзаб1 = 150 атм
Забойное давление в момент остановки Рзаб2 = 80 атм
Давление насыщения Рнас = 100 атм
Минимально допустимое забойное давление 75 атм
Влиянием газа на работу насоса можно пренебречь
Влиянием потерь на трение и устьевым противодавлением можно
пренебречь
23.06.2023
233

234. Решение

Определим Кпр
N сут
Т раб Т нак
24
4 44
2 сут
24
Qсрсут Q раб / N сут 8 / 2 4
Рзабср
К пр
23.06.2023
м3/сут
Рзаб1 Рзаб 2 150 80
115 атм
2
2
Qср
Рпл Рзабср
4
0,07 м3/сут/атм
175 115
234

235. Решение

Определим дебит при Рзаб = 75 атм
Т.к. Рпл>Рнас>Рзаб для расчета дебита воспользуемся формулой
2
0,07 *100
75
75
Q 0,07 * (175 100)
1 0,2
0,8
6,8 м3/сут
1,8
100
100
Рассчитаем динамический уровень, который будет соответствовать
забойному давлению 75 атм, при условии поддержания давления в
затрубном пространстве 10 атм
Плотность нефти в поверхностных условиях 830 кг/м3
23.06.2023
235

236. Решение

Забойное давление в вертикальной скважине может быть рассчитано по:
Pзаб Pзатр 1 g H нас Н дин 2 g H перф H нас
тогда Ндин может быть выражен:
Н дин
P P
H
заб
нас
затр
2 * g * ( H перф H нас )
1 * g
Предположим, что насос планируется спустить на глубину 1800 м, тогда
Н дин
75 10 *100000 830 * 9,8 * (2000 1800)
1800
1200 м
830 * 9,8
Т.к. в нашем случае %=0, мы можем использовать другую формулу
для определения забойного давления, какую?
23.06.2023
236

237. Решение

Таким образом, нам нужна установка минимальной
производительности, например ВННП-15 «НОВОМЕТ» или ЭЦНА-18
«АЛНАС», с напором 1200 м (мы пренебрегли трением и устьевым
противодавлением).
Данная установка обеспечит максимальный дебит из скважины в
заданных условиях
23.06.2023
237

238. Частотный преобразователь

23.06.2023
238

239. Законы пропорциональности

Что произойдет если мы изменим частоту?
Производительность
Напор
Потребляемая мощность
23.06.2023
XГц
Q XГц Q50 Гц *
50
XГц
H XГц H 50 *
50
2
XГц
N наскВ XГц N наскВ50 *
50
3
239

240. Законы пропорциональности

Потребляемая мощность возрастает в кубической степени отношения
проектируемой и базовой частот. Графически это выглядит так:
Pump
BHP кВт
Требуемая
мощность,
500
23.06.2023
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
Frequency
Частота,
Гц (hertz)
240

241. Законы пропорциональности

Видно, что насос до определенного момента требует меньше мощности, чем
вырабатывает двигатель, а затем наоборот
Pump
BHP кВт
Требуемая
мощность,
500
23.06.2023
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
Frequency
Частота, Гц(hertz)
241

242. Законы пропорциональности

Это значит, что двигатель способен соответствовать потребностям
насоса до определенного значения частоты, после чего насос
перегружает двигатель, что ведет к его перегреву и выходу из строя
Pump
BHP кВт
Требуемая
мощность,
500
23.06.2023
400
300
200
100
0
0
20
40
60
80
Frequency
Частота,
Гц (hertz)
242

243. Выбор двигателя

Мощность, вырабатываемая
двигателем при XГц
Мощность, необходимая насосу при
ХГц
Взаимосвязь между мощностью,
требуемой насосом, и мощностью,
вырабатываемой двигателем
Максимальная частота для двигателя
Нагрузка двигателя
23.06.2023
XГц
N дв кВ XГц N дв кВ50
50
XГц
N наскВ XГц N наскВ50 *
50
XГц
N дв кВ50 N наскВ50
50
MaxГц 50 *
3
2
N дв кВ50
N наскВ50
N кВ XГц
% нас 50
N дв кВ50 50
2
243

244. Частотный преобразователь

Что произойдет если мы увеличим частоту до 60 Гц для выбранной на
прошедшем занятии установки?
QXГц Q50 Гц *
XГц
60
700 * 840 м3/сут
50
50
2
2
XГц
60
H XГц H 50 *
1450
*
2088 м
50
50
3
3
XГц
60
N наскВ XГц N наскВ50 *
161
*
278 кВ
50
50
Сейчас у нас почти 500 м излишнего напора, производительность
больше требуемой. Также нам нужно больше мощности.
Такая установка нам больше не нужна!
23.06.2023
244

245. Частотный преобразователь

Итак, при работе на частоте 60 Гц нам понадобится насос с меньшим
напором и производительностью.
60
H 60 H 50 *
50
Q60 Q50
60
50
2
H 50
H 60
60
50
2
1450
1007
1,44
м
Q50 Q60 /(60 / 50) 615 / 1,2 512,5 м3/сут
Рассмотрим установку 1ЭЦНП5А-500-1050
23.06.2023
245

246. Характеристика ступени на 50 Гц

Н=4,33 м
N = 0,407 кВт
23.06.2023
246

247. Двигатель

Для работы на 50 Гц установка 1ЭЦНП5А-500-1050 потребляет 98,4 кВт
При 60 кВт потребляемая мощность увеличится до:
3
3
XГц
60
N наскВ60 N наскВ50 *
98
,
4
*
170 кВт
50
50
Определим какой мощностью при 50 Гц должен обладать двигатель,
чтобы обеспечить насос 170 кВт при 60 Гц
2
2
XГц
60
N дв кВ50 N наскВ50
98
,
4
142 кВт
50
50
Выбираем двигатель ПЭДТНС-160-103
23.06.2023
247

248. Двигатель

Проверим, какую мощность будет вырабатывать двигатель при 60 Гц
60
XГц
N дв кВ60 N дв кВ50
192
160
50
50
кВт
Т.к. насос будет потреблять при 60 Гц 170 кВт, мощности,
вырабатываемой двигателем будет достаточно.
Определим максимальную частоту для работы данной системы:
MaxГц 50 *
N дв кВ50
160
50 *
63,7 64 Гц
N наскВ50
98,4
Определим загруженность двигателя:
2
2
N кВ XГц 98,4 60
% нас 50
0,89
N дв кВ50 50
160 50
23.06.2023
248

249. Технические характеристики вентильного электродвигателя типа ВВД 22-117 для привода погружных винтовых насосов Нагрузочные

характеристики ВВД 22-117
24,2
Cos Ф
100
22
Ток
90
19,8
КПД
80
17,6
КПД; CosФ
70
Pмех
60
15,4
13,2
Pпотр
50
11
40
8,8
30
6,6
20
4,4
10
2,2
0
Механическая мощность, кВт; Потребляемая мощность, кВт; Ток, А
110
0
250
500
750
1000
Част от а в ращения, об/мин
23.06.2023
249

250.

23.06.2023
250

251.

23.06.2023
251

252.

23.06.2023
252

253.

23.06.2023
253

254.

23.06.2023
254

255.

23.06.2023
255

256.

23.06.2023
256

257.

23.06.2023
257

258.

23.06.2023
258

259.

23.06.2023
259

260.

23.06.2023
260

261.

23.06.2023
261

262.

23.06.2023
262

263.

23.06.2023
263

264.

23.06.2023
264

265.

23.06.2023
265

266.

23.06.2023
266

267.

23.06.2023
267

268.

23.06.2023
268

269.

23.06.2023
269

270.

23.06.2023
270

271.

23.06.2023
271

272.

23.06.2023
272

273.

Подбор компоновки колонны штанг.
Расчет нагрузок в точке подвески
колонны штанг
23.06.2023
273

274.

23.06.2023
274

275.

23.06.2023
275

276.

23.06.2023
276

277.

23.06.2023
277

278.

23.06.2023
278

279.

23.06.2023
279

280.

23.06.2023
280

281.

23.06.2023
281

282.

23.06.2023
282

283.

23.06.2023
283

284.

23.06.2023
284

285.

23.06.2023
285

286.

23.06.2023
286

287.

23.06.2023
287

288.

23.06.2023
288

289.

23.06.2023
289

290.

23.06.2023
290

291.

23.06.2023
291

292.

23.06.2023
292