расчет ЭЦН

Последнее сообщение
serghunt 7 12
Июл 09

Пытаюсь для оперативности пользования сделать расчет в формате Excel для расчета ЭЦН по текущему режиму.
Как рассчитать Рзаб при условии не полного выноса воды с забоя (по И.Т. Мищенко по сравнению числа Рейнольдса для нефти и глубины подвески ЭЦН с критическими ). Как определить истинное водосодержание в интервале «забой-прием насоса», исходя из того. что содержание воды в жидкости в эксплутационной колоне может быть много больше, чем обводненность продукции, определенная по поверхностным пробам.
Заранее благодарен за конструктивные советы.

Redelvis 16 14
Июл 09 #1

serghunt пишет:

Пытаюсь для оперативности пользования сделать расчет в формате Excel для расчета ЭЦН по текущему режиму.
Как рассчитать Рзаб при условии не полного выноса воды с забоя (по И.Т. Мищенко по сравнению числа Рейнольдса для нефти и глубины подвески ЭЦН с критическими ). Как определить истинное водосодержание в интервале «забой-прием насоса», исходя из того. что содержание воды в жидкости в эксплутационной колоне может быть много больше, чем обводненность продукции, определенная по поверхностным пробам.
Заранее благодарен за конструктивные советы.

Если вы используете "Расчеты в добыче нефти" Мищенко, 1989 г. - предлагаю следующий выход: из формулы 2.21 определит Lс (некую виртуальную глубину скважины при которой вода выносится при заданной глубине спуска насоса). И в интервале ниже Lс (если Рейнольдс также меньше допустимого) плотность водонефтяной смеси считайте по формуле (2.22), она получается ненамного меньше плотности воды, соответственно - плотность ггазожидкостной смеси тже полуцчится больше. Для интервала между Lс и глубиной спуска насоса - считайте "как обычно". Желаю успехов))

serghunt 7 12
Июл 09 #2

Redelvis пишет:

Если вы используете "Расчеты в добыче нефти" Мищенко, 1989 г. - предлагаю следующий выход: из формулы 2.21 определит Lс (некую виртуальную глубину скважины при которой вода выносится при заданной глубине спуска насоса). И в интервале ниже Lс (если Рейнольдс также меньше допустимого) плотность водонефтяной смеси считайте по формуле (2.22), она получается ненамного меньше плотности воды, соответственно - плотность ггазожидкостной смеси тже полуцчится больше. Для интервала между Lс и глубиной спуска насоса - считайте "как обычно". Желаю успехов))

Так то оно так, если предположить что в формулах 2.22 и 2.19 "В"-это обводненность определенная по поверхностным пробам. Но у того же Мищенко в Сборнике задач по технологии добычи 1984г на стр 246 в аналогичной формуле 11.37 уточняется что это "истинная" обводненность при полном выносе (а она может значительно отличаться от замеренной). А вот как определить ее?

Redelvis 16 14
Июл 09 #3

Если вы пассчитаете плотность водонефтяной смеси по 2.22 то вам уже не нужно опеределять водосодержание. Поскольку - результат по 2.22 получается близким плотности воды то задачу учета накопления воды на забое можно считать решенной. Если очень хочется знасть водосодержание - то определите его сначала рассчитав плотность смеси по 2.22 а потом подставьте его в 1.122 и определите его. Моя идея разбить -интервал "насос на два интервала" - до и после виртуального Lc по 2.21. Выше Lc плотность водонефтяной смеси рассчитываем по водосодержанию поерхностной пробы, ниже по 2.22. Не знаю насколько это правильно - но это в русле логики формул Мищенко))) Ну и результаты должны получиться взатмоприемлемые. Есть еще одна формула расчета водосодержания смеси, в которой фигурирует относительная скорость оседания нефти в воде (на проблема втом. что этой скорости нинкто не знает))))))

ajda-khatmulli 5 12
Июл 09 #4

Господа инженеры, технологи, геологи. Как подбираются ЭЦН на скважинах ваших компаний, хотелось бы узнать описание программы, ваши оценки и мнения?

MironovEP 2087 13
Июл 09 #5

ajda-khatmulli пишет:

Господа инженеры, технологи, геологи. Как подбираются ЭЦН на скважинах ваших компаний, хотелось бы узнать описание программы, ваши оценки и мнения?

нам НОВОМЕТ сам подбирает, мы анализируем подбор и даем ответ.

ajda-khatmulli 5 12
Июл 09 #6

vostochka93 пишет:

нам НОВОМЕТ сам подбирает, мы анализируем подбор и даем ответ.

У нас, в ОАО "Башнефть", сами подбираем на промысле насосы по программе ПТК Насос (Башгеопроект).

MironovEP 2087 13
Июл 09 #7

Ну вообще, в Pipesim есть модуль подбора неплохой.так же есть куча экселевских подборок, я кому то высылал ранее...

serghunt 7 12
Июл 09 #8

Redelvis пишет:

Если вы пассчитаете плотность водонефтяной смеси по 2.22 то вам уже не нужно опеределять водосодержание. Поскольку - результат по 2.22 получается близким плотности воды то задачу учета накопления воды на забое можно считать решенной. Если очень хочется знасть водосодержание - то определите его сначала рассчитав плотность смеси по 2.22 а потом подставьте его в 1.122 и определите его. Моя идея разбить -интервал "насос на два интервала" - до и после виртуального Lc по 2.21. Выше Lc плотность водонефтяной смеси рассчитываем по водосодержанию поерхностной пробы, ниже по 2.22. Не знаю насколько это правильно - но это в русле логики формул Мищенко))) Ну и результаты должны получиться взатмоприемлемые. Есть еще одна формула расчета водосодержания смеси, в которой фигурирует относительная скорость оседания нефти в воде (на проблема втом. что этой скорости нинкто не знает))))))


как вы подсказали, по формулам Мищенко сделал расчеты по нескольким скважинам. Интересная вещь получается, ну по скважинам, где нет полного выноса воды с забоя понятно, получается на забое завышенная обводненность, а вот по скважинам с полным выносом результат неоднозначный, по многим также получается завышенная обводненность (по сравнению с поверхностными пробами), за счет чего? Вполть до того что по одной вообще получилась отрицательная обводненность, ну да по ней я разбираюсь с газом возможно неправильно посчитана плотность смеси.

Redelvis 16 14
Июл 09 #9

serghunt пишет:

как вы подсказали, по формулам Мищенко сделал расчеты по нескольким скважинам. Интересная вещь получается, ну по скважинам, где нет полного выноса воды с забоя понятно, получается на забое завышенная обводненность, а вот по скважинам с полным выносом результат неоднозначный, по многим также получается завышенная обводненность (по сравнению с поверхностными пробами), за счет чего? Вполть до того что по одной вообще получилась отрицательная обводненность, ну да по ней я разбираюсь с газом возможно неправильно посчитана плотность смеси.

Вы следует методике - приведенной в разделе 1.12 "Определение типа и структуры водонефтяной смеси. Расчет плотности и кажущейся вязкости"? Не советовал бы ее использовать дальше формулы 1.107. При определенных условиях насколько я помню ерунда получается. С достаточной точностью хватает для невыноса воды расчет водонефтяной смеси формулы 2.22, а для выноса воды ориентироваться на водосодержание поверхностных проб.

serghunt 7 12
Июл 09 #10

Redelvis пишет:

Вы следует методике - приведенной в разделе 1.12 "Определение типа и структуры водонефтяной смеси. Расчет плотности и кажущейся вязкости"? Не советовал бы ее использовать дальше формулы 1.107. При определенных условиях насколько я помню ерунда получается. С достаточной точностью хватает для невыноса воды расчет водонефтяной смеси формулы 2.22, а для выноса воды ориентироваться на водосодержание поверхностных проб.

Согласен с Вами, пришел к тому же выводу. Спасибо за помощь.

raSmus 7 14
Дек 11 #11

Добрый день.

Используя ту же книгу Мищенко 89г., для расчета выноса техводы после КРС, получаю что все ок, вода будет выноситься. По комплексу ГИС-контроля, отлично видно "стакан" воды подымающийся до почти верха перфораций, но воды на поверхности ни по анализам ни визуально нет! Вода не выносится...

В связи с этим, у меня сомнения в работе данной методики, особенно граничное значение 850 для числа Re, у меня созданы условия 18-21 тыс, более чем для выноса. И нкт спущена правильно...

Кто сталкивался с подобной проблемой, поделитесь соображениями и может быть другими методиками

 

Спасибо,

 

Zorg 597 14
Дек 11 #12

А как писали ГИС под ЭЦН?

Мы писали профиль притока в пяти фонтанных многопластовых скважинах, работающих без воды. В трех случаях нижний интервал был заполнен жидкостью, более плотной чем нефть, скорей всего, жидкость глушения. Рекомендация, которую я услышал, касательно прогноза выноса воды из скважины, была использовать софт OLGA. Но сам я ни разу этот софт не использовал. 

raSmus 7 14
Дек 11 #13

Не, фонтан был, просто в этой теме похожую проблему обсуждают, в т.ч. методику.

kaiten 3 12
Май 12 #14

Наидобрейшего дня, коллеги.

О каком соотношении в цене может идти речь при сравнении схожих по характеристикам ЭЦН. Насколько я понимаю Новомет, Борец и Алнас предлагают приблизительно одинаковый ценовой диапазон. Как ведут Себя цены на REDA?

Заранее спасибо!

Bez uki 9 10
Июл 12 #15

ajda-khatmulli пишет:
Господа инженеры, технологи, геологи. Как подбираются ЭЦН на скважинах ваших компаний, хотелось бы узнать описание программы, ваши оценки и мнения?

У нас на глазWink

Go to top