WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

МРП = – 288,4 – 1,3n – 0,80 – 122,7max + 1,72 Lн, сут, (2)

Кпод = 0,289 – 0,00013n + 0,00005 + 0,00267Рпр – 0,02958max + 0,00037Lн, (3)

где n – число оборотов ротора насоса, мин-1;

– вязкость жидкости на устье, мПас;

мах – максимальная интенсивность кривизны, град/10 м;

Рпр – давление на приеме насоса, Рпр10, МПа;

Lн – глубина подвески насоса.

В таблицах 1, 2 и 3 представлены корреляционные матрицы (КМ) для исследуемых параметров J, МРП и Кпод.

На рисунках 1 и 2 в качестве иллюстрации приведены графики зависимостей токовой нагрузки и межремонтного периода работы от максимального угла искривления скважин.

Таблица 1 – Корреляционная матрица (КМ) для анализа силы тока

J

КМ

n

мах

J

n

1,000

- 0,216

- 0,029

- 0,360

0,232

- 0,216

1,000

- 0,075

0,317

- 0,388

мах

- 0,029

- 0,075

1,000

- 0,014

0,201

- 0,360

0,317

- 0,014

1,000

- 0,217

J

0,232

- 0,388

0,201

- 0,217

1,000

Таблица 2 – Корреляционная матрица (КМ) для анализа МРП

МРП

КМ

n

мах

МРП

n

1,000

- 0,216

- 0,029

- 0,360

- 0,201

- 0,216

1,000

- 0,075

0,317

- 0,112

мах

- 0,029

- 0,075

1,000

- 0,014

- 0,248

- 0,360

0,317

- 0,014

1,000

0,179

МРП

- 0,201

- 0,112

- 0,248

0,179

1,000

Таблица 3 – Корреляционная матрица (КМ) для анализа Кпод

Кпод

КМ

n

Рпр

мах

Кпод

n

1,000

- 0,216

0,408

- 0,029

- 0,360

- 0,040

- 0,216

1,000

- 0,361

- 0,075

0,317

- 0,022

Рпр

0,408

- 0,361

1,000

0,037

- 0,306

0,250

мах

- 0,029

- 0,075

0,037

1,000

- 0,014

- 0,160

- 0,360

0,317

- 0,306

- 0,014

1,000

0,035

Кпод

0,040

- 0,022

0,250

- 0,160

0,035

1,000

Рисунок 1 – Зависимость токовой нагрузки от максимального угла искривления ствола скважины

Рисунок 2 – Зависимость МРП от максимального угла искривления ствола скважины

Анализ формул (1), (2) и (3), а также таблиц 1, 2 и 3 показал следующее.

При увеличении числа оборотов вала винтового насоса со 141 до 388 мин-1 происходит рост токовой нагрузки на оборудование с 9,2 до 12,0 А. При этом межремонтный период работы снижается с 500 до 320 сут.

Наибольшее влияние на J и МРП оказывает параметр скважины max. При достижении величины последнего 6,3 град/10 м МРП снижается до 300 сут, а токовая нагрузка возрастает до 12,2 А. Кривизна ствола скважины оказывает влияние и на коэффициент подачи УСВН. В сравнении с условно вертикальными скважинами Кпод в искривленной скважине снижается с 0,68 до 0,51.

Влияние вязкости жидкости на показатели эксплуатации неоднозначно. С одной стороны, ее рост с 24 до 350 мПас снижает токовую нагрузку с 12 до 8 А, но с другой, уменьшает МРП с 620 до 500 сут. Очевидно, это связано с относительно небольшими значениями вязкости обводненной нефти.

Наибольшее положительное влияние на Кпод оказывает давление на приеме насоса Рпр (таблица 3). С ростом числа оборотов и вязкости жидкости коэффициент подачи в небольшой степени снижается.

В третьей главе рассмотрены закономерности подъема пластовых жидкостей в стволе скважин, оборудованных УСВН, с помощью модели потока дрейфа и эмульгирования пластовых флюидов в винтовых парах насосов. Исследования проведены в связи с разработкой технологии разделения пластовых флюидов на забойном участке ствола скважины и непосредственной утилизации пластовой воды в нижележащий горизонт.

Исследованиями установлена высокая интенсивность эмульгирования водонефтяной смеси в винтовых парах насосных установок. Попадание смеси в контактную зону ротора с эластомером на пути ее движения от приема к выкиду насоса и высокий градиент скорости в зонах контакта, доходящий до 104 с-1 и выше, приводят к образованию дисперсных структур эмульсий обратного типа с наиболее вероятным диаметром капель воды от 5 до 25 мкм (скважины №№ 200, 469 и 256). С ростом обводненности нефти этот размер увеличивается в связи с коалесценцией плотно упакованных капель в сдвиговом поле при их контактах.

На рисунке 3 приведена дифференциальная кривая распределения диаметров капель эмульсии, отобранной на устье скважины № 11217. Наиболее вероятный размер эмульгированных капель составляет около 7 мкм.

Рисунок 3 – Дифференциальная кривая распределения капель
водной фазы эмульсии по размерам (скважина № 11217)

В таблице 4 приведены результаты анализа вязкости обводненной нефти на устье скважин до и после перевода их на эксплуатацию с УСШН на УСВН. Рост вязкости эмульсии при прочих равных условиях связан с возрастанием степени дисперсности водной фазы. Из таблицы 4 видно значительное увеличение вязкости продукции после перевода скважин № 242 и № 1314 с УСШН на УСВН.

Таблица 4 – Физические свойства обводненных нефтей на устье скважин до и после спуска винтовых насосов

Физические свойства

Скважина №

1331

242

1314

до

после

до

после

до

после

Дата отбора

Содержание воды, %

Плотность при 20 °С, кг/м3

Мехпримеси, мг/л

Вязкость, мПас, при 20 °С

Содержание серы, %

Содержание смол, %

Содержание парафина, %

Температура плавления парафина, °С

Содержание асфальтенов, %

Оптическая плотность

12.07.73

0,18

887

240

43,40

2,81

30,74

6,58

59

4,70

0,298

06.09.94

4,00

979

7550

39,83

3,78

14,11

1,81

52

4,48

0,350

07.04.93

6,00

957

450

1715,00

1,77

22,00

1,79

60

11,57

0,466

15.11.94

14,00

952

580

не течет

3,73

31,60

1,47

58

7,98

-

10.04.76

29,20

905

не опр.

74,45

2,27

21,76

2,95

58

7,12

0,324

29.06.95

14,00

956

2480

156,59

2,64

13,99

3,23

51

8,81

0,340

В этой связи возникает необходимость предупреждения смешения жидкостей и образования тонкодисперсных структур эмульсий путем разделения смеси перед ее входом в насос. Для этого предпочтение отдается расположению нефтяного пропластка выше водонасыщенного. В противном случае возникают противотоки жидкостей в силу их различия по плотностям, и возможны нарушения их разделения. Изучение потока дрейфа позволяет определить предельно допустимые дебиты нефти и воды в противотоках, превышение которых ведет к «захлёбыванию» потоков и нарушению разделения фаз. Под «захлёбыванием» потоков подразумевается унос водной фазы восходящим потоком нефти или унос нефтяной фазы нисходящим потоком воды.

Исследования, проведенные на четырех скважинах с помощью двух глубинных манометров с интервалом 100 м, позволили определить плотности водонефтяной смеси на забойных участках, на основании которых была построена серия прямых в координатах «приведенная скорость нефти (W1) – приведенная скорость воды (W2)»:

W1 = W2 +, (4)

где W1= Qн/S;

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»