Энергоиспользование в скважинной добыче нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Д.В. Прощекальников, А.И. Гурьянов, Али Ниджрс А.Р.

ЭНЕРГОИСПОЛЬЗОВАНИЕ В СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Предложен метод в определении энергетических затрат и эффективности при эксплуатации добывающих скважин. Определены энергетические затраты при работе подъемников различной конструкции через расчеты динамики движения ГЖС по методу Грона-Оркишевского. Показано, что использование газосепараторов и струйных насосов при работе ЭЦН снижает эксплуатационные затраты до 10%.

Ключевые слова: скважина, газожидкостная смесь, центробежный насос, структура потока.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений важно уметь определять энергетическую эффективностть использования установок электроцентробежных и штанговых насосов (УЭЦН и СШНУ). Для этого необходимо знать распределение параметров газожидкостной смеси (ГЖС) вдоль подъемника (колонны и НКТ) при совместной работе установок электроцентробежного (УЭЦН) или штангового (СШНУ) насосов. Основными из таких параметров являются: давление, температура, газо- и водосодержание, расход ГЖС, объемные коэффициенты.

В настоящей работе определение динамики движения газожидкостной смеси (ГЖС) основана на методе Грона-Оркишевского [1; 2], согласно которому определение распределения параметров ГЖС по стволу скважины, динамики движения и энергозатрат производится исходя из оценки типа структуры потока; расчёта плотности газожидкостной смеси; расчёта градиента потерь на трение.

Уравнения движения газожидкостной смеси построены на использовании следующих уравнений:

^ уар + ан + с1РП0Т = о (1)

или

ЛР = Р^П+(£)тр<1Н+Щ:<1Р, (2)

где ,1/ V, М - соответственно скорость, объёмный расход газа и массовый расход смеси. Суммарные потери энергии dPПoт при движении смеси на участке dH (потери на трение и скольжение) коррелируются в форме,

аналогичной уравнению Фаннинга для вычисления потерь на трение в однофазном потоке:

^пот = 2/0^, (3)

где - корреляционный коэффициент необратимых потерь энергии на участке длиной dH; vСм - средняя скорость движения смеси,; d - диаметр подъёмника.

При этом энергозатраты на подъем жидкости определяются по формуле

№ = 1,1ртШ)-(1-л = (АРтр + Ру + рдн) • <26 (4)

где РтШ) - функции напора (характеристики) насосов подъемника, -дебит, 7] - КПД насоса, ДРтр- потери на трение, Ру устьевое давление, рдн — гидростатическое давление.

Ниже приведены расчеты для Бавлинского месторождения Татарстана. Исходные данные для расчета по пластовой и дегазированной, данных по скважине, режиму фильтрации и подъему приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица1 Характеристики пластовой нефти

Месторождение, горизонт Р -1 нас? МПа О0, м3/м3 в ~ пл Рн , кг/м3 япл, мПа-с а, м^м3- пов Рн , кг/м3

Бавлинское, Татарстан, Па-шийский горизонт, Д! 9,5 59,2 1,19 780 2,2 6,1 848

Таблица 2 Исходные данные для расчета распределения основных параметров по стволу скважины

Дебит жидкости куб.м/сут 30

Обводненность % 60

Устьевое давление МПа 1

Глубина скважины (по стволу) м 1600

Забойное давление МПа 10,023

Дебит жидкости куб.м/сут 30

Коэффициент продуктивности куб.м/(Мпа*сут) 6,032

В таблице 3 приведены результаты расчета энергозатрат для различных устьевых давлений и компоновок нефтяного подъемника на основе

УЭЦН. Модификация оборудования включает в себя газосепаратор (ГС), струйный (СН) и мультифазный (Мф.н) насосы [3; 4].

Таблица 3 Энергозатраты при подъеме нефти для различных компоновок подъемника на основе УЭЦН

Компоновка Нс, м Qж, м3/сут P(Q), Мпа Рмф, Мпа NT, кВт N, кВт

УЭЦН Ру=5Мпа 988 30,94 11,5 0 4,12 16,48

УЭЦН+Мф.Н Ру=1Мпа 988 30,94 7,6 4 4,11 16,44

УЭЦН+Мф.Н+СН Ру=1Мпа 988 30,94 6,4 4 3,68 14,73

УЭЦН+ГС Ру=5Мпа 787 30,15 11,5 0 4,01 16,06

УЭЦН+ГС+Мф.Н Ру=1Мпа 787 30,15 7,5 4 4,01 16,03

ТАНДЕМ+Мф.Н Ру=1Мпа 787 30,15 6,5 4 3,66 14,63

Расчеты показывают, что использование газосепараторов и струйных насосов при работе ЭЦН снижает эксплуатационные затраты до 10%, а использование на устье мультифазного насоса способствует существенному снижению нагрузки на подъемник до 15-20%.

Источники

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: уч. пос. для вузов. М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 816 с.

2. Мищенко И.Т. Расчеты и добыче нефти. М.: Недра, 1989.

3. Ивановский В.Н., Даришев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 824 с.

4. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ФГУП, Изд-во «Нефть газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. 448 с.

Зарегистрирована 17.11.2010 г.

UDC 622.276.245.5

Power use in a chink to oil recovery

Proshekalnikov Dmitry Vladimirovich Guryanov Aleksei Ilich Ali Ahmad Nidgrs Raphia Kazan state energy Univercity 420066, Kazan, str. Krasnoselckaya, 51, Russia, e-mail raduga_60@mail. ru

The method in definition of power expenses and efficiency is offered at operation of extracting chinks. Power expenses are defined at work of lifts of a various design through calculations of dynamics of movement gas-liquid system on a method Gron-Orkishevsky. It is shown that use of gas tanks andjet pumps at work ЭЦН reduces operational expenses to 10 %.

Keywords: Well, gas-liquid mixture, the centrifugal pump, stream structure