Как найти буферное давление

P
пл_.
> P заб

Основным
условием начала газонефтеводопроявления
является превышение пластового давления
вскрытого горизонта, продуктивного
пласта над забойным давлением.

Давление,
(Р) –
определяется как сила, действующая на
единицу площади, измеряется в МПа;
кгс/см².
Давление в любой точке ствола скважины
одинаково во всех направлениях.

Гидростатическое
давление, (Pг)
— это давление, определяется весом
столба жидкости (бурового раствора)
выше рассматриваемого сечения,
приходящегося на единицу площади.

P
г
= r
g Н

где
r
— плотность флюида, г/см³;

H — глубина скважины,
м;

G –
ускорение свободного падения (9.8
м/с²).

В
наклонных скважинах глубина скважины
H определяется как вертикальная
составляющая длины ствола.

Давление
гидравлического сопротивления, (Pг.c.)
— это давление, которое необходимо
создать, чтобы прокачать весь объём
флюида с определённой скоростью через
данную систему, скважина — насос. Это
давление возникает только при прокачивании
флюида и суммируются со всеми другими
давлениями, действующими в интересующей
нас точке.

Избыточное
давление, (Риз.)
— это есть давление (противодавление),
действующее на закрытую или открытую
(в динамике) систему, определяемое иными,
чем гидростатическое давление,
источниками. В нашем случае избыточным
давлением в закрытой при газонефтеводопроявлении
скважине будет давление в трубах Pиз.т.
и технической колонне (эксплуатационной
колонне) Pиз.к.

Избыточным
давлением в динамических условиях будут
гидравлические потери на дросселе
+Pг.c.

Избыточное давление добавляется к давлению, действующему в рассматриваемой точке в статических и динамических условиях. Это положение является основополагающим в понимании методики глушения скважины.

Избыточное
давление в насосно — компрессорных
трубах. (Pиз.т.)
— это давление на стояке (буфере) при
закрытой скважине, без циркуляции оно
равно разнице между пластовым давлением
и гидростатическим давлением столба
бурового раствора в бурильных трубах.

P
из.т.
= Рпл
– Рг.т.

Избыточное
давление в эксплуатационной колонне,
(Pиз.к.) — это
давление в затрубном, (кольцевом)
пространстве на устье закрытой скважины
при отсутствии циркуляции оно равно
разнице между пластовым давлением и
гидростатическим давлением в затрубном
пространстве.

P
из.к.
= Рпл
– Рг.зат

Пластовое
давление, (Pпл)
— это давление газа, нефти, воды, или их
смесей (флюида) в рассматриваемом пласте.

Нормальное
пластовое давление
— это давление равное гидростатическому
давлению столба воды плотностью равной
q
= 1
г/см³
от кровли пласта до поверхности по
вертикали. Аномальные
пластовые давления характеризуются
любым отклонением от нормального.

Забойное
давление, (Рзаб) –
в
скважине во всех случаях зависит от
величины гидростатического давления
раствора заполняющего скважину, и
дополнительных операций (репрессий или
депрессий) обусловленных проводимыми
на скважине работами. Это есть общее
давление на забое скважины (или под
инструментом) в любых условиях.

Согласно
ПБНГП
требуется, чтобы гидростатическое
давление превышало пластовое в
следующих размерах, (на
величину DР):

• для
  скважин с глубиной до 1200м на 10-15%
  (12-18 кгс/см²),
  но не более 15 кгс/см²

• для
  скважин с глубиной до 2500м на 5-10%
  (12,5-25 кгс/см²)
  но не более 25 кгс/см²

• для
  скважин с глубиной свыше 2500м на 4-7%
  (10-17,5 кгс/см²)
  но не более 35 кгс/см²

Определение
забойных давлений ( Р заб ):

• Забойное
  давление при механическом бурении и
  промывке:

Рзаб
= Рг
+ Рг.с.к.

где:
Рг.с.к.
— гидравлическое сопротивление кольцевого
пространства.

Рг.с.к.
= Рг.с.
/ 5¸7

Ориентировочно,
для неглубоких скважин оно составляет
:

где:
Рг.с.
— полное гидравлическое сопротивление
без учета перепада давления на турбобуре.

При
промывке скважины после спуска труб
или длительных простоях без промывки
забойное давление может снижаться за
счет подъема по стволу газированных
пачек бурового раствора и резкого
увеличения их объема к устью.

• Рзаб
  = Рг

  Забойное
  давление после остановки циркуляции
  первое время равняется гидростатическому:

• Забойное
  давление при отсутствии циркуляции
  снижается за счет явлений седиментации,
  фильтрации, контракции, а так же
  температурных изменений в неподвижном
  буровом растворе на величину D
  Рс.т., которую определяют:

Рзаб
= Рг
— DРс.т.

Рс.т.
= 0,02 r
g
Н₁

При
остановках до 10 часов:

где:
Н₁
— высота столба бурового раствора,
находящегося без движения.

Рс.т.
= (0,02 ¸0,05)
r
g
Н₁

При
отсутствии циркуляции более 10 часов
для растворов с статическим напряжением
сдвига более 2
кгс/см²,
при наличии хорошо проницаемых коллекторов
в разрезе ствола скважины в расчет
принимают снижение давления равное:

• Рзаб
  = Рг
  — DРд.п.
  — DРс.т.
  —
  r
  g Dh

  Забойное
  давление при подъеме бурильной колонны
  определяют:

где:
DРд.п.
— гидродинамическое давление под долотом
при движении колонны труб вверх

(
эффект поршневания );

DРс.т.-
снижение
забойного давления за счет явлений
седиментации и др. В зоне, где нет движения
бурового раствора

r
g
Dh
— понижение
забойного давления за счет недолива
скважины при подъеме,

где
Dh
— величина
недолива.

DРд.п.
=
4(qL)
/ (D – dн)
+ rc(V-
V₀)S_т/S

Гидродинамическое
давление под долотом при движении
колонны труб определяют:

где:
q
— статическое напряжение сдвига за 10
мин, кгс/см²;

L
— длина колонны бурильных труб находящихся
в скважине;

D
— диаметр скважины, м;

d_н
— наружный диаметр бурильных труб, м;

r
— плотность бурового раствора, г / см³;

с
— скорость распространения ударной
волны по кольцевому пространству, м/с.

Для
обсаженного ствола, заполненного водой
С
= 1350 м/с;

буровым
раствором С
= 1100 м/с.

Для
необсаженного ствола заполненного
буровым раствором С=
800 м/с.

V
— достигнутая скорость движения труб
за время распространения ударной волны
от забоя до устья скважины, м;

V_о
— начальная скорость движения колонны
бурильных труб, м;

S_т
— площадь кольца трубы, м²;

S
— площадь кольцевого пространства
скважины, м²;

DР_ст
— при непрерывном подъеме = 0,02
rgН,
МПа;

Dh
— безопасная величина недолива. Согласно
РД 39-0147009-544-87 определяют :

для
скважин с глубиной до 1200м Dh
= 0,03 Н

для
скважин с глубиной до 2500м Dh
=0,02 Н

для
скважин с глубиной свыше 2500м Dh
= 0,03 Н

• Рзаб
  = Рг
  ±
  DРд.с.
  — DРст
  

  Забойное
  давление при спуске бурильного
  инструмента:

где:
±
DРд.с.
—
гидродинамическая сила при спуске.

При спуске каждой
свечи бурильного инструмента под долото
возникают знакопеременные гидродинамические
давления. В начале спуска свечи с ростом
скорости давление под долотом нарастает,
а после начала торможения и при большом
отрицательном ускорении давление с
положительного переходит в отрицательное,
т.е. под долотом имеет место снижение
забойного давления ниже гидростатического.

Величина
репрессии +
DРд.с.
— определяют
по формуле как рассчитывают DРд.п.

Рд.с.
= (0.01-0.005)qgL

Величина
депрессии —
DРд.с.
при скорости спуска
меньшей 1м/с составляет 0,01qgL,
при скорости спуска больше 1м/с:

Допустимое
давление (Ргр)
— это давление
при котором не происходит разрыв пласта,
поглощение раствора, нарушение целостности
колонн (спущенных в скважину),
грифонообразования, нарушение целостности
устьевого, противовыбросового
оборудования, целостности фланцевого
соединения противовыбросового
оборудования (между собой) с устьем
скважины.

Рзаб
>
Рпл

Для
того, чтобы не возникало газонефтеводопроявление
при наличии вскрытого продуктивного
горизонта необходимо, чтобы во всех
случаях забойное давление превышало
пластовое:

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

VIT
1124
16

Янв 10
#1

ArdalinAA пишет:

Доброго времени суток. Хочу узнать как определяется давление, развиваемое насосом и как определить «избыточное» давление на устье при работе ЭЦН, ЭВН. (как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм. А если это не вода тогда как…). Помогите с расчетом и литературой, а то что-то я туплю.

У насоса есть напорная характеристика — кривая показывающая какой напор насос может выдать при разном объеме прокачки. Т.е. сперва надо определить какой дебит будет и какое входное давление на насос. Напор от плотности жидкости не зависит, но давление будет выражаться через плотность*h*g. Применительно к нефтянке обычно входные данные (дебит и давление на приеме насоса) зависят от работы пласта. Строят две кривые: одну это зависимость давления от дебита для пласта, а вторую аналогично для насоса, где они пересекуться на графике и будет рабочая точка. После этого можно посмотреть на напорную кривую и снять напор для данного дебита.+ прибавить входное давление. Напор через плотность жидкости пересчитывается в давление.

Zorg
598
15

Янв 10
#2

ArdalinAA пишет:

как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм.

Это будет верно, если: а) скважина вертикальная, б) давление на приеме насоса равно нулю, в) дебит жидкости через насос составляет 60 м3/сут, г) обводненность 100%, д) частота 50 Гц

Т.к. пункт б не реален, то твое утверждение не верно. Напор, развиваемый насосом, равен разнице между давлением, требующимся для подъема жидкости на поверхность (и далее до пункта сбора), и давлением на приеме насоса.

Чтобы рассчитать напор, который развивает насос из твоего примера, нужно:
1) рассчитать давление на приеме через Ндин+Рзатр, либо взять с датчика ТМС. Ну, допустим, у тебя Рпр=5 МПа.
2) рассчитать давление на выкиде. Рвык=ро*g*H + Рбуф + Ртр (ро — средняя плотность жидкости в НКТ, Н вертикальная глубина спуска насоса, Рбуф — буферное давление, которое тебе необходимо, Ртр — потери на трение). Предположим, что Н = 1000 м, скважина дает 100% нефти плотностью 800 кг/м3, Рбуф = 2.5 МПа, Ртр = 0.1 МПа, тогда Рвык = 800*9.81*1000/10^6+2.5+0.1=10.45 МПа.
3) напор, который развивает насос в этом случае равен Рвык-Рпр= 10.45-5.0=5.45 МПа.

Примечание.
1. Плотность нефти брать лучше среднюю, я взял в поверхностных условиях

Вывод
1. Глубина спуска не влияет на напор, развиваемый насосом (проверь расчет, глубины спуска насоса там нет). Небольшое влияние, правда, есть, т.к. чем глубже насос, тем длиннее труба, тем больше потери на трение.

Petroleum_21
50
14

Янв 10
#3

Вид напорно-расходной характеристики от плотности перекачиваемой жидкости не зависит. От неё зависит мощность, потребляемая насосом.
Вид напорно-расходной характеристики зависит от вязкости жидкости, от содержания свободного газа на приёме насоса.
Обо всём этом достаточно много написано.

ArdalinAA
8
14

Фев 10
#4

Всем спасибо за ответы. Буду разбираться

SergMish93
5
3

Фев 20
#5

Zorg пишет:

ArdalinAA пишет:

как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм.

Это будет верно, если: а) скважина вертикальная, б) давление на приеме насоса равно нулю, в) дебит жидкости через насос составляет 60 м3/сут, г) обводненность 100%, д) частота 50 Гц

Т.к. пункт б не реален, то твое утверждение не верно. Напор, развиваемый насосом, равен разнице между давлением, требующимся для подъема жидкости на поверхность (и далее до пункта сбора), и давлением на приеме насоса.

Чтобы рассчитать напор, который развивает насос из твоего примера, нужно:
1) рассчитать давление на приеме через Ндин+Рзатр, либо взять с датчика ТМС. Ну, допустим, у тебя Рпр=5 МПа.
2) рассчитать давление на выкиде. Рвык=ро*g*H + Рбуф + Ртр (ро — средняя плотность жидкости в НКТ, Н вертикальная глубина спуска насоса, Рбуф — буферное давление, которое тебе необходимо, Ртр — потери на трение). Предположим, что Н = 1000 м, скважина дает 100% нефти плотностью 800 кг/м3, Рбуф = 2.5 МПа, Ртр = 0.1 МПа, тогда Рвык = 800*9.81*1000/10^6+2.5+0.1=10.45 МПа.
3) напор, который развивает насос в этом случае равен Рвык-Рпр= 10.45-5.0=5.45 МПа.

Примечание.
1. Плотность нефти брать лучше среднюю, я взял в поверхностных условиях

Вывод
1. Глубина спуска не влияет на напор, развиваемый насосом (проверь расчет, глубины спуска насоса там нет). Небольшое влияние, правда, есть, т.к. чем глубже насос, тем длиннее труба, тем больше потери на трение.

А есть ссылка на какую-нибудь литературу, где это написано?

IOI
120
3

Фев 20
#6

Многолетняя практика работы УЭЦН показала, что насосы лучше всего спускать в зону перфорации, ориентироваться на максимальный напор и выбирать ПЭД с запасом. Такой подбор увеличивает СНО и окупает все затраты на эксплуатацию, начиная с ТКРС и заканчивая энергоэффективностью.

Galeev A.A.
21
9

Июн 21
#7

Коллеги, кто может пояснить, какую плотность необходимо брать при переводе напора ЭЦН в давление? Среднюю плотность смеси в насосе или в НКТ?

IOI
120
3

Июн 21
#8

Можно взять 0,8-0.85 г/см3. Это будет верно для месторождений ХМАО, ЯНАО и многих других. Исключение будут составлять месторождения с вязкой нефтью. Но их не так много.

Galeev A.A.
21
9

Июн 21
#9

IOI пишет:

Можно взять 0,8-0.85 г/см3. Это будет верно для месторождений ХМАО, ЯНАО и многих других. Исключение будут составлять месторождения с вязкой нефтью. Но их не так много.

Вопрос не в средних величинах а именно в каких условиях (Р, Т) нужно вычислять плотность смеси для того чтобы корректно перевести напор, развиваемый каждой ступенью ЭЦН, в давление.

IOI
120
3

Вопрос не понял ни разу. В практике напор на одну ступень равен, примерно, 5.1 ат. Давление есть величина переменная. Температура тоже.

Galeev A.A.
21
9

IOI пишет:

Вопрос не понял ни разу. В практике напор на одну ступень равен, примерно, 5.1 ат. Давление есть величина переменная. Температура тоже.

Ну, к примеру: 

— давление на входе в ступень 30атм, насос перекачивает нефть + газ, предположим что газосодержание в насосе (Rs) величина постоянная, газ с повышением давления сжимается, но не растворяется.

— по напорной характеристике насоса, с учетом объема перекачиваемой смеси, данная ступень развивает напор 5м.

— давление на выходе из ступени = 30атм + плотность смеси кг/м3 * 5м * 9,81 / 101325

Вопрос: т.к. соотношение объема газа и нефти в каждой ступени насоса меняется, то при каком давлении и температуре вычислять плотность смеси в текущей ступени? Правильно ли будет использовать в данном случае давление и температуру на входе в каждую ступень?

IOI
120
3

Galeev A.A. пишет:

IOI пишет:

Вопрос не понял ни разу. В практике напор на одну ступень равен, примерно, 5.1 ат. Давление есть величина переменная. Температура тоже.

Ну, к примеру: 

— давление на входе в ступень 30атм, насос перекачивает нефть + газ, предположим что газосодержание в насосе (Rs) величина постоянная, газ с повышением давления сжимается, но не растворяется.

— по напорной характеристике насоса, с учетом объема перекачиваемой смеси, данная ступень развивает напор 5м.

— давление на выходе из ступени = 30атм + плотность смеси кг/м3 * 5м * 9,81 / 101325

Вопрос: т.к. соотношение объема газа и нефти в каждой ступени насоса меняется, то при каком давлении и температуре вычислять плотность смеси в текущей ступени? Правильно ли будет использовать в данном случае давление и температуру на входе в каждую ступень?

Сначала отвечу на вопрос. Да, правильно. Можно использовать давление и температуру при расчетах на входе в каждую ступень. Теперь о смысле расчета. Он непонятен. Ступеней в УЭЦН месторождений Западной Сибири может быть до 600. На месторождениях Оренбургской области до 700-750. Вам для чего такой расчет необходим? Может быть, смысл расчета в чем-то другом?

Падение — буферное давление

Cтраница 1

Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при однорядном подъемнике) одновременно с падением дебита нефти указывают на засорение фонтанных труб.
 [1]

Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при однорядном подъемнике) с одновременным уменьшением дебита нефти указывают на засорение фонтанных труб, а снижение давления в затрубном пространстве — на образование песчаной пробки на забое или появление воды.
 [3]

Падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, повышенно буферного давления и давления в затрубном пространстве ( при одном ряде труб) — о засорении штуцера, выкидной линии или трапа.
 [4]

Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубиого может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорост восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в ма-нифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
 [5]

Например, падение буферного давления при одновременном повышении эатрубного давления может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКГ.
 [6]

Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорост восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в ма-нифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
 [7]

Проведенные наблюдения за падением буферных давлений подтверждают правильность полученных гидродинамических параметров, которые были заложены в технологические схемы разработки.
 [8]

Заметим, что при работе на 4-мм штуцере темп падения буферного давления резко уменьшился, а чтобы дебит практически стабилизировался, понадобилось более полугода. Результаты гидропрослушивания свидетельствуют об ограниченном распространении зон трещиноватости по площади. При больших депрессиях наблюдается вынос с нефтью породы.
 [9]

При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и падении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают выход нефти на другую выкидную линию и заменяют штуцер.
 [10]

По месторождению Барса-Гельмес дебит газа, приходящийся на одну скважину, по II горизонту в 1 66 раза превышает прогнозный. Текущее пластовое давление по горизонту НК составляет 450 атм, а по горизонту II на май 1976 г. — 160 атм. Темп падения буферного давления по II горизонту составляет 1 8 атм / мес. Все газоконденсатные залежи указанных месторождений на данном этапе разработки эксплуатируются при газовом режиме на истощение. Разработка нефтегазокон-денсатных залежей на истощение сопровождается снижением пластового и устьевого давления, которое происходит в результате не только отбора газа из газоконденсатной зоны, но и отбора нефти и свободного газа через нефтяные скважины. Об этом свидетельствует рост газового фактора ( в пределах 2500 — 3000 м3 / т по месторождению Хотур-Тепе и 1435 — 4650 м / т по месторождению Барса-Гельмес) нефтяных скважин, расположенных в зоне ГНК. Весьма характерен тот факт, что количество эксплуатационных скважин по горизонтам НК месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес меньше, чем прогнозное. Поэтому увеличение темпов отбора газа из этих скважин привело к резкому уменьшению устьевого и пластового давлений в зоне дренирования. В целях дальнейшего совершенствования системы разработки в качестве первоочередных задач рекомендуется разбуривание горизонтов нижнего крас-ноцвета.
 [11]

О нарушении нормальной работы скважины судят по изменению давлений на скважине ( буферного и затрубного), а также по изменению дебита нефти, процента воды и песка. При установившемся фонтанировании давления на буфере и в затрубном пространстве довольно продолжительное время не меняются, а если имеются отклонения, то они незначительны. Всякое же значительное отклонение ( повышение или понижение) свидетельствует о ненормальной работе скважины. Так, например, падение буферного давления и повышение затрубного давления ( при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. Значительное снижение давления в затрубном пространстве и на буфере свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, что обнаруживается взятием пробы из струи жидкости. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера. Если давления на буфере и в затрубном пространстве увеличиваются при резком снижении дебита, это значит, что засорился штуцер или выкидная линия.
 [12]

Анализ текущего состояния эксплуатации горизонтов показывает, что в начальный период разработки устьевые и пластовые давления снижались незначительно. Падение давления стало заметным в конце 1975 — начале 1976 г., когда добыча газа из скважин была увеличена. По месторождению Котур-Тепе дебит газа, приходящийся на одну скважину, по горизонту НК в 1 24 раза превышает расчетный. Для горизонта НК за 1975 — 1976 гг. проектом было предусмотрено бурение 8 эксплуатационных скважин, а фактически пробурено всего 2 скважины. Средний темп падения буферного давления по горизонту составляет 4 — 7 атм / мес.
 [13]

Страницы:  

   1

Забойное давление после снижения линейного
составит 19,75 МПа и тогда дебит жидкости будет равен 47,12 м³/сут.
Таким образом прогнозный дебит при снижении линейного давления на 1,36 МПа
состаит 47 м³/сут, т.е. увеличится на 14 м³/сут (42%)

При снижении линейных давлений с 1,56 МПа
до 0,2 МПа буферное давление снизилось с 3,13 МПа до 2,14 МПа, дебит скважины
увеличился с 33,1 м³/сут до 43,2  м³/сут т.е. на 10,1 м³/сут
(30,5%). Обводненность увеличилась с 5% до 18%.

Скважина № 40. Речицкое месторождение.

· 
Дебит жидкости  81,27м³/сут

· 
Буферное давление ¾ 2,38 МПа

· 
Линейное давление ¾ 0,93 МПа

· 
Пластовое давление ¾ 23,03 МПа

· 
Забойное давление ¾ 21,0 МПа

· 
Соотношение линейного и буферного
давления ниже критического равного 0,546, т.е. при снижении линейного давления
буферное изменяться не будет и, следовательно, прироста дебита быть не должно.

-Оборудованных УШГН.

Схема расчета следующая:

По формуле для турбулентного движения
жидкости рассчитываем величину утечек при существующем режиме работы и устьевом
давлении. Затем проводим расчет утечек при изменении устьевого давления на
заданную величину. Разница в утечках даст величину дополнительной добычи нефти.

Скважина № 27.Золотухинского месторождения

· 
Дебит жидкости — 10 м³/сут

· 
Динамический уровень ¾ 1462м

· 
Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· 
Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· 
Прирост дебита жидкости при
снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,69 м³/сут (6,9%)

Скважина № 76. Золотухинского месторождения

· 
Дебит жидкости ¾ 9 м³/сут

· 
Динамический уровень ¾ 1120м

· 
Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· 
Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· 
Прирост дебита жидкости при
снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,70 м³/сут (7,8%)

Скважина № 108. Золотухинского месторождения

· 
Дебит жидкости ¾ 10 м³/сут

· 
Динамический уровень ¾ 992м

· 
Линейное давление ¾ 1,9 МПа

· 
Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· 
Прирост дебита жидкости при
снижении линейного давления на 1,7МПа составит 0,88 м³/сут (8,8%)

Скважина № 109. Золотухинского месторождения

· 
Дебит жидкости ¾ 12 м³/сут

· 
Динамический уровень ¾ 1440м

· 
Линейное давление— 1,9 МПа

· 
Линейное давление после снижения ¾ 0,2 МПа

· 
Прирост дебита жидкости при
снижении линейного давления на 1,7 МПа составит 0,84 м³/сут (7,0%)

При проведении промыслового эксперимента
проводился групповой замер дебитов по всем скважинам на ЗУ Булит.

После проведения промыслового эксперимента можно
отметить следующее:

По скважинам оборудованным УШГН

средний суммарный дебит по скважинам при Р_лин
= 0,2 МПа составил 29,6 м³/сут, при Р_лин = 1,9МПа ¾ 24,3м³/сут. Разница в дебитах при снижении устьевого
давления на скважинах в этом случае определена примерно в 6,7 м³/сут
при увеличении обводненности продукции по скв.№ 108 и 76 на 34,4% и 29,3%
соответственно.

По фонтанным скважинам

№40 Речицкого месторождения средний дебит по скважине
при Р_лин = 0,93 МПа составил 81,6 м³/сут, при Р_лин
= 0,16 МПа ¾ 85,3 м³/сут, а разница в дебитах при
снижении устьевого давления на 0,77 МПа в этом случае определена примерно в
4,03 м³/сут при увеличении обводненности продукции с 56% до 69%

№ 38 Южно-Александровского месторождения средний дебит
по скважине при Р_лин = 1,56 МПа составил 36,4 м³/ сут, а
при Р_лин = 0,2 МПа – 43,6 м³/сут разница в дебитах при
снижении устьевого давления на 1,36 МПа в этом случае определена примерно в
10,1 м³/сут.

По скважинам оборудованным УЭЦН

Средневзвешенный дебит по жидкости за время совместной
работы на установившихся режимах составил порядка 179,9 м³/сут при
среднем Р_сеп = 0,17МПа, что свидетельствует о повышении суммарного
среднесуточного дебита по двум скважинам на 20,4 м³ при снижении
линейного давления на 2,63 МПа.

          Для
снижения устьевого давления на скважинах я предлагаю два способа:

          Первый: Мультивазный насос

Редукторный двухвинтовой насос является ротационным
насосом объемного типа, который состоит из двух винтовых валов противоположного
вращения. Винты на этих валах находятся в зацеплении между собой с сохранением
ограниченного зазора и свободно вращаются внутри втулки. В результате этого
создается вакуумная среда (под давлением), что вызывает движение жидкости к
насосу. Перекачиваемая жидкость поступает через приемное отверстие насоса,
затем поток разделяется, поступает на гидравлические части насоса, а затем
проходит до центра и на выкид насоса.

Оба вала удерживаются на подшипниках и выставлены по
оси с не приводной стороны валов. Подшипники не подвержены никаким нагрузкам в
силу осевого гидравлического баланса между винтами.

Использование мультифазных насосы целесообразнее для
перекачки многофазных жидкостей, так же экономия на трубопроводах для газа.

Нефтяной словарь

---

---

Сортировать по:
Дате ·
Названию ·
Рейтингу ·
Комментариям ·
Просмотрам

---

Всего в категории: 34 Показано: 1-10

Страницы: 1 2 3 4 »

---