РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ В РЕЖИМЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ОТКАЧКИ
Для выбора режима периодической откачки АзНИПИнефтыо и СибНИИНП разработаны и предложены методики, имеющие, однако, ограниченную область применения. Так, методика АзНИПИнефти ориентирована на подбор режима только вертикальных скважин, в ней не учитывается влияние изменения давления на приеме насоса на коэффициент подачи. В работе СибНИИНП хотя и дана зависимость параметров периодической эксплуатации от угла наклона ствола скважины, однако влияние изменения давления на приеме насоса на подачу также не учтено.
В силу указанных причин в настоящее время подбор оборудования и выбор режима эксплуатации скважин при периодической откачке производят интуитивно с корректировкой в процессе эксплуатации на каждой отдельно взятой скважине. При этом основным критерием является обеспечение надежности работы оборудования, в частности исключение чрезмерного перегрева полированного штока и интенсивного износа сальниковых уплотнений.
С целью максимизации годового дебита скважины и минимизации трудовых затрат при выборе рационального режима откачки в БашНИПИнефти разработана методика, учитывающая наклон ствола скважины и переменный коэффициент подачи насоса [15].
В связи с тем, что в скважинах, относящихся к категории малопродуктивных, в подавляющем большинстве случаев отсутствуют данные о коэффициенте продуктивности, в методике предусмотрен расчет этого коэффициента по существующему режиму работы скважины и насосного оборудования. Коэффициент продуктивности скважины, работающей в режиме периодической откачки, можно определить по формуле
(106)
где γсм - удельный вес добываемой жидкости, т/м3; (hскв -глубина скважины по вертикали, м; hдин - динамический уровень жидкости, м); hп - глубина подвески насоса по вертикали, м; рпл - пластовое давление, 10*МПа; с, k - эмпирические коэффициенты, учитывающие влияние изменения динамического уровня на коэффициент подачи насоса, полученные аппроксимацией графиков, приведенных в работе Ю.Г. Валишина.
Расчет технологических параметров периода накопления производят исходя из времени накопления.
Уровень накопленной в скважине жидкости
(107)
где tнак - время накопления, ч; SK - площадь кольцевого сечения затрубного пространства, м2.
Расчет параметров периода накопления В процессе накопления уровень жидкости в скважине меняется от hж до h0.
Уровень жидкости hж является началом процесса накопления и концом процесса откачки.
(108)
Уравнение сохранения массы несжимаемой жидкости запишем в виде
(109)
где Sкdh - увеличение объема жидкости при повышении уровня на ∆h; qnpdt - количество жидкости, поступившей из пласта в скважину за время ∆t.
где Dэ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; Dнкт - наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м.
(110)
Продифференцируем уравнение (110):
(111)
Подставляя (111) в уравнение (109) и интегрируя, получаем
(112)
где tнак - время накопления.
Отсюда следует, что дебит притекающей из пласта в скважину жидкости во время накопления снижается по экспоненциальному закону. Уровень жидкости в скважине возрастает по экспоненциальному закону от времени накопления
(113)
Объем накопленной жидкости в скважине
(114)
Расчет параметров периода откачки
В процессе откачки уровень жидкости в скважине снижается от h до hж.
Уравнение сохранения массы несжимаемой жидкости запишем в виде
(115)
где Sкdh - изменение объема жидкости при откачке с учетом продолжающегося притока; qнасdt - уменьшение объема при откачке за время ∆t; qnpdt - изменение объема при продолжающемся притоке за время ∆t. Подача насоса определяется уравнением
(116)
Время откачки рассчитывают с учетом продолжающегося притока и изменения коэффициента подачи насоса при изменении динамического уровня.
(117)
С другой стороны, из уравнения (107) получим зависимость дебита притока от времени откачки в виде
(118)
Решая (118), определим дебит притока за период откачки. Объем притекающей жидкости во время откачки
Дата добавления: 2020-10-25; просмотров: 231;