Методика визначення параметрів газорідинної суміші свердловини при ії експлуатації штанговим насосом

Abstract

З метою розрахунку режиму роботи свердловинного штангового насоса, який приводиться в рух верстатом-гойдалкою, і струминного апарата (насоса, ежектора) при їх одночасній експлуатації, на прикладі реальної нафтової свердловини 753-Д НГВУ «Долинанафтогаз» визначено розподіл тиску і температури вздовж стовбура свердловини – від вибою до її гирла. При цьому застосовано вдосконалену методику розрахунку цих параметрів, яка базується на відомих методах Поеттмана-Карпентера і Баксендела. Завдяки цьому було усунуто недолік вказаних методів, а саме припущення, що характер зміни тиску та температури вздовж стовбура свердловини є лінійним, що дозволило одержати на 23% точніші результати. Крім того, застосовуючи алгоритм визначення густини ідеальної газорідинної суміші, обчислено швидкість руху газоводонафтової і водонафтової сумішей для низки перерізів по висоті насосно-компресорних труб за різних кутів повороту кривошипа верстата-гойдалки. Вказані величини дають можливість визначити глибину розташування нафтогазового ежектора у свердловині, а отже, і параметри на його вході (тиск, температуру, швидкість руху газорідинної суміші, її густину та ін.). Одержано залежності, що характеризують зміну густини газорідинної суміші свердловини вздовж її стовбура, а також густини вільного нафтового газу та об’ємного витратного газовмісту потоку в залежності від перерізу, що розглядається. Всі вище зазначені алгоритми були реалізовані за допомогою розроблених комп’ютерних програм. За допомогою отриманих результатів можливо обрати найвигідніше розташування ежектора для забезпечення ним максимального зниження тиску і зменшення навантаження на колону штанг.

In order to calculate the working mode of a sucker-rod pump driven by the beam pumping unit and a jet pump during their simultaneous operation, pressure and temperature distribution along the wellbore from the bottom to the wellhead is determined for the real oil well 753-D "Dolynanaftogaz" Field Office. To calculate these parameters an improved methodology based on known Poettmann-Carpenter and Baxendel methods is used. As a result, the imperfection of these methods was eliminated, namely the assumption that pressure and temperature behavior along the wellbore is linear. This led to obtaining results which are up to 23% more accurate. In addition, using the algorithm for determining the density of perfect (ideal) liquid-gas mixture, the author has calculated the velocities of gas-water-oil and water-oil mixtures for a number of sections along the production tubing at different angles of the crank position in the beam pumping unit. The indicated values make it possible to determine the depth of the oilgas jet pump location in the well, and, consequently, the parameters at its input (pressure, temperature, velocity of the liquid-gas mixture, its density, etc.). Besides, the author studies the dependence which describes the behavior of the liquid-gas mixture density along the wellbore, as well as the relations between the density of the free oil gas, the volumetric consumption gas content of the flow and the placement of the section under consideration. All of the above-mentioned algorithms were implemented using developed computer programs. The obtained results give a possibility to choose the location of the jet pump in the well which is the most advantageous one for ensuring maximum pressure reduction and the decrease in the stem load.