автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка методики оптимизации работы установок ЭЦН на примере добывающих скважин месторождения Дачин (КНР)

Ордена, Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени Государственная Академия нефти и газа имени И.М. Губкина

г, т }

На прааах рукописи

ДуЮймин

УДК «21276.031:5325.072.8(510)

Разработка методики оптимизации работы установок ЭЦН на примере добывающих скважин месторождения Дачин (КНР)

Специальности 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местороздений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-1998

с

Работа выполнена в Ордена Октябрьской Революции и Ордена Трудового Красного Знамени Государственной Академии нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

академик РАЕН^д.т.н.1проф. - Мищенко И.Т.

Официальные оппонеты:

доктор технических наук, проф.. - Чубанов О.В.

кандидат технических наук, проф. - Ибрагимов Г.З. Ведущее пред приятие - Институт проблем

нефти и газа

Защита диссертации состоится 27 января 1998 г. в ауд.731 в 15:00 часов на заседании специализированного Совета К. 053.27.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Государственной Академии нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу:.

] 17917 ГСП, Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной Академии иефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан "_" _1997 г.

Ученый секретарь • П ^

специализированного Совета К.053.27.08. ¿г*^*^1 кандидат технических наук, проф. Палий А.О.

Общая характеристика работы Актуальность темы

В Китае з 1981 году началось масштабное применение УЭЦН для добычи нефти. В настоящее время фонд скважин, эксплуатируемых ЭЦН, составляет 3700, объем добычи нефти составляет 20,7% нефти от общего объема добычи. На месторождении Дачин 1500 скважин эксплуатируется УЭЦН, а добыча нефти из них составляет 37% нефти. Эксплуатавд£я многих скважин находится на поздней стадии.

Установка ЭЦН относится к классу сложного добывающего оборудования, предназначенного 'для эксплуатации различных категорий скважин. Учитывая большое разнообразие эксплуатационных условий, разработка методики оптимизации работы таких установок на конкретном примере одного из самых крупных месторождений КНР является актуальной.

Исследование работы ЭЦН в нефтяных скважинах показывает, что оценка эффективности работы насоса на многокомпонентных смесях должна базироваться на исследованиях, физичесхих свойств продукции. Как известно, оптимизация работы ЭЦН зависит от свойств добываемой продукции. Поэтому работа имеет научную и практическую ценность.

Цель работы

Обоснование и разработка подробной математической модели УЭЦН в системе "скважина-интервал " забой-прием насоса" - насос-затрубное пространство - лифт"; определение основных параметров, влияющих на эффективность работы ЭЦН и выбор оптимального вз-

рианта режима работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН на месторождении Дачин.

Основные задачи исследований

1. Адаптация методики расчета свойств нефти и газа с учетом большого содержания метана в попутном газе, что соответствует продукции месторождения Дачин (в.. условиях ограниченной.... исходной информации).

2. Разработка и реализация на ЭВМ математической модели УЭЦН, охватывающей большое число взаимосвязанных задач, решение которых позволяет количественно оценивать влияние различных параметров на эффективность работы ЭЦН.

3.Разработка методики оптимизации работы ЭЦН и выбор оптимального варианта режима работы скважин месторождения Дачин, эксплуатируемых УЭЦН.

Научная новизна

1.Впервые изучено влияние содержания метана конкретного месторождения Китая на растворимость газа в нефти и выполнена адаптация методики расчета свойств нефти и газа с учетом большого содержания метана в попутном газе в условиях ограниченной исходной информации. Адаптированная методика проверена по 10 объектам различных месторождений Китая и бывшего Советского Союза, при этом средняя абсолютная ошибка расчета составляет около 7%. Разработанная методика достаточно точно описывает зависимости от давления и температуры основных свойств в том случае, когда содержание метана в попутном газе превышает 60 процентов.

2.Дяя прогноза дебита скваЖиц месторождения Дачин предложен новый метод, основанный на результате обработки промыс-

ловых данных. Зависимость дебита от забойного давления представлена степенной функцией. По данным 61 скважины месторождения Дачин средняя погрешность не превышает 12%.

3.Разработан новый "метод расчета распределения давления по длине многоступенчатого цетробежного насоса. Установлено, что точное определение плотности смеси имеет особую важность при расчете давления в насосе, а при водосодержании менее 60% определение плотности смеси с использованием гомогенной модели приводит к серьезным ошибкам. С учетом того, что при низком водосодержании иетод не может достаточно точно учитывать влияние газа на работу насоса, были использованы эмпирические зависимости напора, развиваемого одной ступенью насоса на зоде от подачи воды. Причем, вместо подачи воды использована подача смеси.

4.Разработанная математическая модель системы является адекватной и достаточно точно учитывает влияние технологических параметров и свойств продукции на эффективность работы насоса, что позволяет количественно анализировать влияние параметров на работу ЭЦН и устанавливать оптимальные величины давления на приеме насоса и газосодержания, а также выбирать подходящий типоразмер насоса для каждой конкретной скважины.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Полученные зависимости для определения свойств нефти и газа в зависимости от давления и температуры с учетом большого содержания метана в попутном газе могут использоваться в практике эксплуатации скважин при определении свойств нефти и газа в условиях ограниченной исходной информации. Разработанная модель системы, реализованная с помощью программ на языке Си, составленная авто-

ром, обеспечивает возможность ее применения в инженерной промые-лой практике.

Использование разработанных программ позволяет выбирать подходящий типоразмер насоса для любой скважины за короткое время в любое время эксплуатации, количественно анализировать влияние различных параметров, на работу ЭЦН , устанавливать оптимальные величины глубины спуска насоса, а также сократить количество дорогостоящих скважикных и лабораторных экспериментов по натурному моделированию работы ЭЦН,

Апробация работы

Результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на:

1 .Заседаниях кафедры "Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений" ГАНГ им.И.М.Губкина,г.Москва.(199б, 1997г.)

Публикации:

По теме диссертации опубликовано 3 работы.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов и приложений. Работа изложена на 105 траницах машинописного текста,содержит 18 рисунков, 9 таблиц, список использованной литературы из 47 наименозаний и ¡7 страниц приложений.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы.

Первая глава посвящена анализу методики расчета свойств нефти и газа и ее адаптации для случая, когда попугно-добываемый >'аз содержит в своем составе более 60% метана.

Для составления проекта рациональной разработки залежи и анализа ее эксплуатации, а также для применения новых методов повышения коэффициента нефтеотдачи требуются данные о свойстяах пластовой нефти. При оптимизации работы погружного оборудования, особенно с газосепаратаром, отсутствие методики расчета свойств нефти в зависимости от давления и температуры может даже привести к неправильным выводам.

В настоящее время методика И.И.Дунюшкина н И.Т.Мшценхо широко применяется в различных областях добычи нефти. Однако расчет с использованием этой методики - на месторождении Дачин (КНР) и некоторых месторождений бывшего Советского Союза показывает значительные отклонения между результатами расчета и экспериментальными величинами.

В результате анализа установлено, что методика годится только в том случае, когда относительная плотность газа (по воздуху) , выделившегося из нефти при стандартных условиях, изменяется от 0,85 до 1,334 или содержание метана в попутном газе не превышает 60 процентов.

Адаптация известной методики основывается на том, что растворимость газа в нефти уменьшается с ростом концентрации в нем низкомолехулярных компонентов , т.е. уменьшается го снижением плотности газа. Известно, что на растворимость газа в нефти влияют давление , температура и составы нефти и газа. При этом методика недостаточно точно в широком диапазоне учитывает параметры, влияющие на растворимость газа, а именно не учитывает

влияния содержания метана. Сначала проверялись исходные данные с использованием эмпирической формулы связи объемного коэффициента нефти и ее газонасыщенности. Затем анализировались зависимости, полученные в результате статистической обработки пластовых нефтей месторождения Дачин, которые хорошо согласуются между собой. Анализ полученных результатов и самой методики, разработанной И.И.Дунюшкиным и ИХМищенхо, показал возможность ее адаптации, воздействуя на вспомогательные коэффициенты, имеющие физический смысл.

Коэффициенты соответствующих зависимостей методики определены методом наименьших квадратов с помощью ЭВМ. Полученные новые зависимости могут быть записаны в следующем виде:

Ои=рвд.рго.[4,325(Ы£+01б5>0,00305(1-20)]-4,7851 (1)

Ш,=1+0,0290-20)0^^-0,62), (2) (2)

и|*рв.Г«.146, (3) ^

гдеОи.Ш» и ^-вспомогательные коэффициенты; рид- относительная плотность дегазированной нефти; рта -относительная (по воздуху) плотность газа; Ые-содержание метана в растворенном в нефти газе, %; г-пластовая температура, еС; Ги-газонасыщенностъ пластовой нефти, м3/т.

Методика проверена по 10 объектом различных месторождений и средняя абсолютная ошибка расчета составляет 7%.

Во второй главе решена задача создания математической модели добывающей системы для определения оптимальных параметров работы УЭЦН, функционирующей в условиях месторождения Дачин. При этом рассмотрены следующие, вопросы:

1. Проверены некоторые методы расчета движения ГЖС в скважинах месторождения Дачин:

а. Для расчета распределения давления в лифте - метод Позтма-на и Карпентера, метод Баксендела, метод Крылова А.П. и Лу-тошкина Г.С., метод Ж.Оркишевского, метод ВНИИгаза и метод В.ГХрока.

б. Для расчета распределения давления в затрубном пространстве - метод И.Т.Мищенко и В.Г.Грона.

в. Для расчета распределения давления на интервал« "забой-прием насоса" - метод И .Т.Мищенко и метод Бахсендеяа.

г. Для расчета распределения давления в насосе метод -' П.Д.Ляпхова, метод В.ИГ Игревского, метод А.Н.Дроздова и метод В.А.Демвдоза.

д. Для расчета движения смеси в призабойной зоне скважины -метод 1РК., разработанный J.V.Vogel (безразмерная обработка нелинейной индикаторной линии), и метод степенной функции давления (СФД), разработанный автором в результате обработки данных месторождения Дачин.

2. В результате, анализа полученных результатов выбраны следующие методы для месторождения Дачин:

■ а. Метод В.Г.Грона * при расчете распределения давления в НКТ. Средняя погрешность составляет 6,7%.

б. Метод И.Т.Мищенко и В.Г.Грона - для расчета распределения давления в затрубном пространстве; средняя погрешность составляет 8,1%.

в. Метод И.Т.МиШенко - для расчета распределения давления нъ чпервале "забой - прием насоса"; средняя погрешность составляет

8,4'.-,.

г. Метод СФД, разработанный в результате обработки данных ме- порождения Дачин. По данным 61 скважины средняя погрешность • со,-авляет 12%.

При определении технологического режима эксплуатации ску чжин, а также при выборе для каждой скважины наиболее п(' ходящего глубиннонасосного оборудования необходимо точно пр.-нозировать дебит скважины. Выбор подходящего ЭЦН к сква-жич-.; зависит от точности прогноза дебита скважины. При этом ис-по .ыуется индикаторная линия. Для прогноза дебита скважин место-ро'.мения Дачин применяется метод , основанный на результатах обработки данных этого месторождения статистическим методом и базирующийся на следующих уравнениях:

«З^КирСРпя-Р.), (Р515=Р,), (4)

Q^DИ=Qs+K^lP.P^l ,8, (5)

р, (Р®г^«и/Кпр).Кпр/(9- 8р,), (б)

б), (Рза6>Р»), (7)

QKqm.u-Q.yP,» (Рпл» -Р»6п ), (Рпл>Р, и Р„6<Р5), (8) Р=ЧЕ1д/Р.п (Ртп-Р5.бп), (Рз.б<Рпл<Р*), (9)

п=6 -4 р., (10)

гд;-. '.¿-дебит скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, м3 /сут; Ршг пластовое давление, МПа; Р*- давление насыщения, МПа ; Qm^I-тeopeтичecкий максимальный дебит при нулевом забойном давлении при двухфазной фильтрации, м1 /сут; qmи - теоретический максимальный дебит при нулевом забойном давлении трехфазной фильтрации, м3 /сут; Кпр- коэффициент продуктив-

носгн, м3/(сут.МПа); С>-дебит скважины, м3/сут; р.-обводненность, %; п-показатель степени, полученный в результате обработки данных месторождения Дачин,

Как показали исследования, расчет распределения давления в насосе требует дальнейшей проработки.

Показано, что существующие методы не позволяют создать математически надежную модель расчета распределения давления по длине насоса. Промыслый опыт свидетельствует о существенном снижении эффективности работы ЭЦН при откачке ГЖС. Несмотря на ныне достигнутые успехи, недостаточная количественная изученность процессов, происходящих в рабочих органах ЭЦН при перекачке смеси, не позволяет рассчитывать с необходимой точностью рабочую характеристику насоса, а следовательно, ограничивает возможности поиска и разработки мероприятий по повышению эффективности работы ЭЦН, а также оптимизации их работы.

Реальные ГЖС - представляют собой сложные системы, модельные же смеси при проведения экспериментов могут существенно отличаться от них. Кроме того, свойства смесей изменяются по длине насоса вследствие изменения давления, температуры и диспергирования внутренней фазы..

Исходя из вышеизложенного и по причине отсутствия достаточно точных методов определения свойств ГЖС, например, диспер-ности внутренней фазы, автором разработан метод, базирующийся на том, что объемный расход смеси по длине насоса уменьшается и каждая последующая ступень развивает большее давление, чем предыдущая вследствие повышения плотности смеси. Из анализа физической сущности явления срыва подачи вытекает, что одной из

причин срыва подачи является снижение давления, развиваемого насосом вследствие снижения плотности откачиваемого флюида при нормальной его работе. Из этого вытекает, что точное определение плотности смеси в насосе имеет особенную важность.

С учетом вышеизложенного предложена математическая модель расчета распределения давления по длине насоса, базирующаяся на следующих предпосылках:^,

1.3атраты энергии на сжатие и растворение газа не учитываются.

2. Несмотря на известное давление (известно Рц и РБЬ«), создаваемое насосом, число ступеней насоса, работающих на газожкд-хосгаой смеси с учетом фазовых превращений, неизвестно.

3. При расчете распределения давления по длине насоса давление, создаваемой одной ступенью, рассчитывается в функции подачи газожидкостной смеси, а не воды, как это принято в известных методиках. При этом подача смеси от ступени к ступени изменяется н этим полностью учитывается влияние свободного газа на эффективность работы насоса. 1

4.Пересчет характеристики насоса с воды на вязкую жидкость осуществляется по методике П.Д.Ляшсова; влияние газосо-держанш, плотности и вязкости газожидкостной смеси учитывается также по методике П.Д. Ляпкова с учетом разработанной автором диссертации методики расчета свойств нефти и газа.

5. Расчет распределения температуры по длине насоса осуществляется с использованием метода, разработанного И.Т. Мищенко.

л -

б. Фазовые переходы в газожидкостной смеси учитываются при изменяющемся давлении насыщения за счет сепарации части свободного газа у приема насоса в скважине.

Общая модель расчета распределения давления по длине насоса базируется на следующей зависимости напора одной ступени Ь,: = ЯСС*«, Яе« , п), (II)

или

Ро = Яр«.&Ьо.КЬь (12)

где р» -плотность смеси,кг/м3; Ь,- напор ¡-ой ступени .¡'-он секции насоса ( без учета влияния вязкости), м; Юц -числовой коэффициент , учитывающий влияние вязкости смеси на напор ступени; Яе^ -число Рейнольдса смеси; п - число оборотов вала насоса, об/мин.; р, -давление, развиваемое ¡-ой ступенью насоса ]-ой секции, Па; Р1Х. давление на входе в насос, Па; Р,ьк- давление на выходе из насоса, Па.

Автором разработано несколько вариантов расчетов, исходя из метода расчета плотности газожидкостной смеси.

Первый вариант базируется на расчете плотности смеси через расходные харакгеристики(гомогенная модель).

Реализация модели на'ЭВМ может быть осуществлена численным интегрированием по задаваемым шагам изменения давления ёр, вели-

чина которого принимается равным:

¿р=(Р»к*-Р»х)/т], (13)

р1+1=р1-+с1р1 (14)

Ьц =с1р/( рсм.Е-КЬц ) . (15)

№+|=М,+Ьц/Ь,, (16)

и

где гш - число циклов; ^-фактическое число ступеней насоса, работающее на газожидкостной смеси с изменяющимися свойствами ее; Ь, -напор одной ступени при работе на воде, м.

Используя данную методику, строится зависимость давления или напора насоса от числа ступеней при различных подачах, на основании которой получается характеристика насоса "напор- подача", В результате анализа полученных результатов установлено , что при водосодержании менее 60% методика может привести к ошибкам. Известно, что с уменьшением водосодержания увеличивается вредное влияние газа, чего известные методики не учитывают. Следует, подчеркнуть, что в первом варианте плотность определяется отношением, массового расхода смеси и объемного среднеинтергрального расхода смеси.

Второй вариант расчета плотности газожидкостной смеси базируется на модели дрейфа.

В первом и втором вариантах расчета плотности смеси недостаточно учитывается влияние газа на работу насос. С целью учета этого влияния разработан третий вариант, учитывающий, что по длине насоса от входа к выходу объемный расход смеси уменьшается и есть основание допустить, что влияние газа на работу насоса сказывается через объемный расход смеси. В этом случае точность расчета объемного расхода смеси оказывается очень важной. Этот вариант отличается от второго в тем, что в формуле (16) вместо Ьв использована следующая зависимость, предложенная И.Т. Мищенко:

Ь»=(-а<г«*+ЬС2«+с), (17)

где а,Ъ,с -постоянные числовые коэффициенты для заданных типораз- -меров насоса.

Сравнивая полученные результаты по второму и третьему

вариантам, большого отклонения между ними не обнаружено.

Согласно исследованиям В.А. Демидова, определение температуры в насосе без учета дополнительного нагрева жидкости, а также допущение о линейном характере распределения температуры, могут привести к неправильным выводам. По методике В.А.Демидова средняя температура по длине насоса определена путем последовательного расчета параметров работы насоса, нагрева жидкости и изменения ее вязкости на каждой ступени насоса. Для определения развиваемого напора, потребляемой мощности и КПД используются графические зависимости величин поправочных коэффициентов, построенные на основе номограмм П.Д. Ляпкова. Очевидно, что такой метод расчета на ЭВМ не удобен, а диапазон его применения ограничен.

Автором разработан новый метод определения температуры, по длине насоса, основанный на Исследованиях И.Т.Мищенко.

В модели использована следующая методика определения температуры по длине насоса:

1. Рассчитывается мощность, потребляемая погружным электродвигателем:

N = V3.Ia.U*cos<|>.10-3 , (18)

где cos q>- коэффициент мощности погружного электродвигателя; 1д-сила тока двигателя, А; Цгналряжение на клеммах двигателя, в.

2. Рассчитывается полезная мощность установки: N„M =Q«.PJ88,1, (19)

где Q* -производительность установки по жидкости в условиях выхода из насоса, м5 /сут; Рн-давление, создаваемое насосом, МПа.

3. Рассчитывается количество теплоты , выделяемое при установившемся режиме работы:

а) дзя: ателем Эд:

Эд=8б0.24.мдалотр (I- Хд), (20)

б) насосом Эн:

Эн=860.24.(Нп.пот[>. Хд-Кпм ), (21) где 860- коэффициент, имеющий размерность в ккал/кВт.-ч.

4.Рассчитывается повышение температуры жидкости за счет теплопередачи, приходящееся на одну ступени:

а) от электродвигателя:

Д^РДСжЛЗДЮ-Ч/п, (22)

б)ог насоса:

ДСн=РДС*.<2ж).10->]/п, ^ (23) -

где Сж-удельная теплоемкость жидкости, ккал/кг.град; п- суммарное число ступеней насоса.

5.Рассчитывается распределение температуры по длине насоса в зависимости от числа ступеней:

1(п0=£« +(Л1д+Ди).П|, (24)

где температура на входе в насос, град.; п,- расчетное колличесгво ступеней насоса.

Разработанная модель "насос" позволяет оценивать влияние пара

метров, в частности, вязкости смеси, обводненности, газосодержания и давления на приеме на работу насосов, а также строить кривые распределения давления по длине насоса. Модель проверена с использованием экспериментальных данных Асылгареева А.Н. Сравнение расчетных по модели и экспериментальных результатов дает хорошую сходность.

В третьей глазе рассматривается методика оптимизации работы УЭЦН на .месторождении Дачин. Исследование работы ЭЦН в

нефтяных скважинах показывает , что оценка эффективности работы насоса на многокомпонентных смесях должна базироваться на исследованиях физических свойств продукции. Известно, что оптимизация работы ЭЦН существенным образом зависит от свойств добываемой продукции. Эксплуатация скважин представляется работой единой гидродинамической системы "призабойная зона скважины - скважина (интервал "забой-прием насоса" ) - насос - лифт - затрубное пространство". Реальный процесс эксплуатации скважины требует систематического подхода к оптимизации ее работы.

Реализация на ЭВМ разработанной математической модели системы, учитывающей динамику процессов в ее элементах при добыче флюидов и охватывающей широкий диапазон их свойств, позволяет . выбрать оптимальный режим работы скважин, оборудованных УЭЦН, существенно улучшить их эксплуатацию. Влияние технологических параметров на работу установок ЭЦН рассмотрено в работах И.Т.Мищенко. К основным параметрам автор откосит следующие: давление на приеме, давление на устье, обводнненосгь продукции скважин , газосодержание на входе в насос, температуру и вязкость смеси.

Процесс определения влияния параметров на работу ЭЦН пред-

и

ставлен в виде блок-схемы, учитывающей оценку влияния параметров ■ на эффективность работы ЭЦН и охватывающей большое число взаимосвязанных задач, решение которых определяет выбор оптимального варианта режима работы скважин, оборудованных УЭЦН и позволяет добиться максимальной эффективности работы установок. Кроме того, модель позволяет оценивать работу ЭЦН в любых скважинах в любое время эксплуатации, обеспечивая возможность оценки сепарации газа и глубины спуска насоса. Приведем краткое описание функционального назначения блоков разработанной модели.

Блоки 1 и 2. Блок ввода исходной информации с возможностью ее изменения и блок управления.

Блок 3. Блок предназначен для определения глубины спуска насоса , включает в себя две подпрограммы и учитывает изменение дебита скважины при определенном давлении у приема насоса. При этом изменяется и глубина спуска насоса.

Блок 4.Блок призабойной зоны скважины - для заданного дебита рассчитывается забойное давление, которое является входной величиной для следующего блока.

Блок 5.Блок "забой-прием насоса" предназначен для определения параметров на входе в насос, необходимых для дальнейшего расчета. Расчет распределения давления в этом блоке ведется снизу вверх.

Блок б.Блок "насос" предназначен для расчета параметров на выходе насоса, в частности, давления на выходе из насоса и развиваемого насосом давления.

Блок 7.Эгот блок моделирует работу лифта, обеспечивает возможность проверки соответствия подбираемого насоса для данной скважины и позволяет оценивать влияние давления на устье на работу системы.

Блок 8. Блок предназначен для определения свойств смеси в зависимости от давления и температуры.

Для проведения расчетов в различных элементах исследуемой системы составлены программы на языке Си. Разработанные методики и программы"позволяют с помощью ЭВМ за короткий срок исследовать весь фонд скважин и установить оптимальные глубины спуска насосов, ' при которых значение КПД максимально.

С использованием данной модели проанализирована работа ЭЦН в одной из скважин месторождения Дачин. С использованием результатов расчета относительного напора для выбранного типоразмера насоса с газосепаратором и без газосепаратора (в зависимости от давления на приеме насоса при реальном дебите для этой скважины) можно определить оптимальное давление на приеме насоса для данной скважины. Проанализированы полученные результаты сравнения давления на приеме насоса для выбранного типоразмера насоса в данной скважине и сделаны следующие выводы:

1.В анализируемой скважине, эксплуатируемой УЭЦН с газосепаратором, давление на приеме насоса равно 2,6МПа, что является необоснованно высокой величиной.Необходим пересмотр режима работы установки.

2.На основании анализа полученных материалов рекомендовано уменьшать глубину спуска данного насоса, установиз давление на приеме равным 1,6МПа.

Следует отметить, что найденное оптимальное давление на приеме для данной скважины не всегда остается таковым в процессе всего времени эксплуатации. Рекомендовано через определенное время пересчитывать эту величину.

Оценка оптимального давления на приеме насоса выполнена по

формуле И.Т.Мищенко; давление для данной скважины равно 3,8 МПа (без газосепаратора). Сравнение с полученными результатами позволяет предложить, что при отсутствии исходных данных для оценки оптимального давления на приеме может быть использована формула И.Т.Мишенко

¡;

Выводы

1.При оптимизации работы установки погружного центробежного электронасоса с газосепаратором отсутствие методики точного расчета свойств нефти в зависимости от давления и температуры не позволяет получить достоверные данные и сама оптимизация становится невозможной.

2.В настоящее время методика И.И.Дунюшкнна и И.Т.Мищенхо широко применяется в различных областях добычи нефти. Однако расчет с использованием этой методики на месторождении Дач'ин (КНР) и некоторых месторождениях бывшего Советского Союза показывает значительные отклонения между результатами расчета и экспериментальными величинами, что ограничивает область ее использования. В результате анализа установлено ,что методика пригодна только в том случае , когда относительная плотность газа (по воздуху), выделившегося из нефти при стандартных условиях, изменяется от 0,85 до 1,334 или содержание метана в попутном газе не превышает 60 процентов.

3.Установлено, что растворимость газа в нефти уменьшается с ростом концентрации в нем низкомолекулярных компонентов, т.е., уменьшается со снижением плотности газа. Известно, что на растворимость газа в нефти влияют давление, температура н состав нефти и газа. При этом известная методика недостаточно точно в широком диапазоне учитывает параметры, влияющие на растворимость газа. Выполнена адаптация анализируемой методики для случая, когда содержание метана в газе превышает 60%.

4.Адаптированная методика проверена по 10 объектам различных месторождений; средняя абсолютная ошибка расчета параметров не превышает 7% . Разработанная методика достаточно точно описы-

ваег зависимости от давления и температуры параметров в том случае, когда содержание метана в попутном газе изменяется от 60 до 90%.

5. На основе анализа выбраны методы расчета распределения давления в различных элементах системы и разработаны следующие подпрограммы для различных элементов системы: "забой-прием насоса" , "лифт" и "затрубное пространство": в частности, для модели "забой- прием насоса" - метод И.Т.Мищенко, погрешность составляет 8,4%; для модели "лифт" - метод В.Г. Грона, погрешность составляет 6,7%; для модели "затрубное пространство" - метод И.Т. Мищенко и В.Г.Грона, и погрешность составляет 8%.

6.Рациональный подбор ЭЦН к скважине зависит от точности прогноза дебита скважины. Для прогноза дебита скважины использован метод, разработанный в результате обработки данных месторождения Дачин. Зависимость дебита от забойного давления представляется степенной функцией. Поданным 61 скважины средняя погрешность составляет 12%.

7.Разработан оригинальный метод расчета распределения давления по длине насоса с учетом изменяющихся свойств продукции в функции давления и температуры. Показано, что точное определение плотности смеси имеет при этом особую важность, а расчет плотности смеси в насосе с использованием гомогенной модели приводит к серьезным ошибкам особенно при водосодержании меньше 60%.

8.В процессе расчета распределения давления по длине насоса при определенной подаче напор одной ступени насоса рассчитывается с, использованием эмпирической зависимости напора, развиваемого одной ступенью насоса на воде. В методике автора вместо подачи воды принята подача смеси, причем подача смеси по длине насоса из меня ет-

ся. В этом случае предложенный метод достаточно точно учитывает влияние газа на работу насоса.

9.Разработанная модель системы в достаточной степени учитывает влияние свойств продукции на параметры работы насоса и позволяет моделировать реальный процесс эксплуатации скважин с построением характеристики насоса Р-Н при изменении производительности насоса. Показано, что при этом глубина спуска насоса также должна изменяться, что полностью обеспечит работоспособность насоса при неизменном давлении на приеме. Модель позволяет количественно анализировать влияние различных параметров на эффективность работы ЗЦН и устанавливать оптимальные величины давления на приеме насоса и газосодержания, а также выбирать подходящий типоразмер насоса для каждой конкретной скважины, установив оптимальное давление (например , 1,6МПа для одной из скважин место-. рождения Дачин , на 1 МПа меньше, чем реальное давление на приеме насоса).

10. При анализе работы ЭЦН, особенно с газосепаратором, неучет сепарации свободного газа у приема насоса приводит к существенным ошибкам.

11. Разработанные алгоритмы оценки влияния параметров на эффективность работы ЭЦН охватывает большое число взаимосвязанных задач, решение которых способствует выбору оптимального варианта режима работы скважин , эксплуатируемых УЭЦН. Структура алгоритма позволяет оценивать работу ЭЦН в любых скважинах в любое время эксплуатации.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1.Мищенко И.Т., Ду Юймии. Исследование влияния технологических параметров и свойств продукции скважин на характеристики погружного центробежного насоса при использовании математической модели (применительно к месторождению Дачин, КНР). Нефтепромысловое дело. 1997г. №6-7, с.8.

2. Мищенко И.Т., Ду Юнмин. Расчет основных свойств нефти и газа с учетом повышенного содержания метана в попутном газе. Нефтепромысловое дело. 1997г. №8, с. 12.

3.Ду Юймия. Влияние технологических параметров и свойств продукции скважин на характеристики насоса при использовании математической модели применительно к месторождению Дачнн,( КИР). Тезисы докладов второй Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. Москва, сентябрь, 1997.-с35.