Расчет и подбор устьевого эжектора для скважин, оборудованных электроцентробежными установками

К. Р. Уразаков, Р. И. Вахитова, А. С. Топольников, К. А. Дубовицкий, Р. А. Ахметшин

Аннотация


Данная статья посвящена технологии применения устьевого эжектора на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Пластовая жидкость с газом подается на прием устьевого эжектора, вмонтированного в выкидную линию. Проходя через сопло устьевого аппарата, она создает пониженное давление в приемной камере, которая соединяется с затрубным пространством скважины. В результате газ из затрубного пространства инжектируется в выкидную линию, давление в затрубе понижается до значения давления в приемной камере, динамический уровень поднимается, а погружение под уровень насоса растет. Появляется дополнительный потенциал для увеличения производительности насоса, который определяется разностью динамических уровней: до и после установки струйного насоса, и который может быть реализован в виде дополнительной добычи нефти. Для оценки эффекта дополнительной добычи нефти от снижения давления в затрубном пространстве скважины были проведены расчеты для выборки из пяти скважин одного из месторождений Самарской области, которые эксплуатируются электроцентробежными насосами (ЭЦН). Расчетами показано, что снижение давления газа в затрубном пространстве скважины при сохранении динамического уровня позволяет получить прирост дебита нефти. Достижение эффекта обусловлено снижением давления газа в затрубном пространстве скважины при сохранении динамического уровня.

Ключевые слова


annulus oil wells;gas factor;injection;installation of submersible centrifugal pumps;oil production rate;the dynamic level;wellhead ejector;газовый фактор;дебит нефти;динамический уровень;затрубное пространство нефтяной скважины;инжекция;установки погружных электроцентробежных насосов;устьевой эжектор

Полный текст:

PDF

Литература


1. Применение насосно-эжекторных систем «Тандем» на нефтяных месторождениях Российской Федерации / Дроздов А.Н. и др. // Нефтепромысловое дело. 2004. №3. С. 31-46.

2. Уразаков К.Р., Молчанова В.А., Топольников А.С. Математическая модель штанговой установки с эжектором для откачки газа из затрубного пространства // Интервал. 2007. № 6 (101). С. 54-60.

3. Молчанова В.А., Топольников А.С. Исследование эффективности устройства для откачки газа из затрубного пространства // Нефтепромысловое дело. 2007. №10. С. 34-40.

4. Fairchild P.W., Sherry M.J. Wellhead gas compression extends life of beampumped wells // World Oil. 1992. N.6. S. 71.

5. Фаттахов Р.Б., Сахабутдинов Р.З., Тронов В.П. Определение условий применимости подвесного компрессора с приводом от станка-качалки // Труды ТатНИПИнефть, 1996. С. 200-208.

6. Брилл Дж.П., Мукерджи Х. Многофазный поток в скважинах. МоскваИжевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 с.

7. Hasan A.R., Kabir C.S. Two-phase flow in vertical and inclined annuli // Int. J. Multiphase Flow. 1992. Vol.18. Р.279-293.

8. Методика расчета параметров струйного насоса при совместной эксплуатации с ЭЦН / Топольников А.С. и др. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. 2011. №3. С. 134-146. URL: http://ogbus.ru/authors/Topolnikov/Topolnikov_1.pdf

9. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова / Андриасов Р.С. и др. М.: Недра, 1983. 455 С.


Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.