Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска уэцн.
Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
Методика подбора основывается на следующих показателях:
коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);
данные инклинометрии;
газовый фактор;
давления – пластовое, давление насыщения;
обводненности добываемой продукции
концентрации выносимых частиц.
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.
Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:
По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. Определяют забойные величины – давление, температуру, обводненность и газосодержание пластового флюида.
По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).
По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.
По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.
По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).
Схема газоуловительной системы с газосборником.
1 – резервуары;
2 – наклонный газопровод; 3 – конденсатосборник; 4 – резервуар-компенсатор;
5 – огневой предохранитель; 6 – дыхательный клапан
Типы моделей пластов (объектов разработки).
Пусть система I – месторождение.
С
истема
II
– модель месторождения
Если сходность в системах I и II установлена на основе опыта и эти условия повторяются, когда будут выполняться определенные контрольные условия, то течение процессов в системе I можно изучать путем наблюдения сходных процессов в системе II. Т.е. система II – модель системы I.
При этом вариации:
1.Если сист I и II имеют одну физич природу, то моделирование физическое.
2. Если I и II имеют неодинаковую физическую природу, но сходное математическое описание, то говорят, что явления аналогичны. Модели аналоговые.
3. Если может быть только 1 реальная физическая система, 2 – мыслительная система (в качестве 2ой м.б. математическая модель, которая описывается в виде входных уравнений и условий). Принципиально этот процесс можно назвать имитацией, но в этой имитации м.б. применены модели другой природы.
Создать модель, учитывающую все детали технико-экономич плана нельзя, отсюда требуется создание такой модели, чтобы она была:
- непротиворечивая; - реализуемая; -экономичная.
Модель должна быть функциональной и идентичной.
Модель разработки состоит из модели пласта и модели процесса разработки. Модель пласта -это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного м/я. Модель процесса разработки -это система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр, н-р моделью пласта может быть слоисто-неоднородный пласт, но в расчетной схеме пласт при одной и той же модели может быть представлен как пласт круговой формы, прямолинейной и т.д.
Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород – различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.
Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов – наличие в них трещин, т.е. трещиноватость пластов.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детермированные и вероятно-статистические.
Детермированные модели –это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. При расчете данных процессов разработки с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке задают те свойства, которые присущи пласту в области, а затем производят расчет на ЭВМ.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствии реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющие такие же вероятностно-статистические характеристики что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике РНМ вероятностно-статистических моделей относятся следующие.
1.Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющегося от точки к точке осредняют. Часто принимают гипотезу и о его изотропности (равенстве проницаемостей в любом направлении). Иногда считают пласт анизотропным. Модель однородного в вероятностно статистическом смысле пласта используют для пластов с действительной небольшой неоднородностью.
2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью mi и проницаемость ki. При этом считают, что из всей толщины пласта hслои с пористостью в пределах ∆mi и прницаемостью в пределах ∆ki составляют часть ∆hi. Если каким либо образом измерять проницаемость отдельных прослоев пласта в различных скважинах , то окажется что из суммарной толщины всех измеренных пропластков h часть их ∆h1 обладает проницаемостью в пределах ∆k1, и т.д. можно для реального пласта построить зависимость
∆hi/h=f(ki) ∆ki (1)
И на ее основе создать модель слоистого пласта, которая будет представлять собой структуру, состоящую из набора прослоев различной проницаемости и характерезующейся той же функцией (1), что и реальный пласт.
3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлены в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных щелями шириной b*
4 модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которого разделены l* разделенных трещинами со средней шириной b*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам. При этом в следствии значительной проницаемости трещин по сравнению с проницаемостью блоков любые изменения давления распространяются по трещинам быстрее, чем по блокам, в результате чего для РНМ трещиновато-пористых пластов характерны перетоки жидкостей и газов из блоков в трещины и наоборот.
Все пречисленные модели отнесены к вероятностно-статическому классу. Если же реальный пласт действительно весьма однородный, соответствующую модель однородного пласта можно считать детерминированной. Однако, в природе совершенно однородные пласты встречаются крайне редко.