2008-2009电潜泵采油系统功率计算

I
Q/HS 2008—2009
前言
本标准代替 Q/HS 2008-2002《电潜泵采油井下系统功率计算》。 本标准与 Q/HS 2008-2002《电潜泵采油井下系统功率计算》相比，主要变化如下： —— 删除了文中所有“井下”两字，将标题修改为《电潜泵采油系统功率计算》，涵盖了整个电潜
泵系统，扩大了电潜泵系统功率计算范围； —— 删除了原标准中所有涉及软件产品内容和物性适用范围； —— 修订了基础数据、系统功率的计算方法和系统功率的校正方法； —— 补充了术语和定义； —— 增加了规范性引用文件； —— 增加了“建立原油乳化模型”和“电泵特性参数的校正”； —— 在建立管柱模型中添加了“油管尺寸优化”和“电潜泵泵挂优化”。 本标准由中国海洋石油总公司开发生产专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司。 本标准主要起草人:陈来勇、郭会敏、杨万有、谢双喜、黄新春、阮新芳。 本标准主审人：李成见、陈舟圣。 本标准代替 Q/HS 2008-2002。
计算参数
饱和压力 Pb
溶解气油比 Rs
原油体积系数 Bo 原油粘度 mo 气体粘度 m g
表 1 推荐物性计算组合相关式
采用的公式
Lasater Correlation
r o <0.95 g/cm3 0.95 g/cm3≤ r o ≤0.97 g/cm3
r o >0.97 g/cm3 P ≥ Pb P < Pb
4.2.3 电潜泵扬程计算及校正
4.2.3.1 扬程计算
根据油井的生产预测指标，应用 4.2.1 建立的单井电潜泵采油系统功率井筒模型，以电潜泵泵挂为 求解点，分别从井口向下和射孔中部向上逐段计算油管和套管内的压力损失，得出电潜泵出口和吸入口 压力，两者相减得出电潜泵采油所需扬程 H。
4.2.3.2 扬程校正 根据 4.2.2 确定的电潜泵扬程粘度校正系数 CH，所需扬程 H 的校正可按公式（3）计算。
b） 如果没有井筒管流相关测试数据，推荐直井选用 Hagedorn and Brown (mod)或 Orkiszewski 相 关式，斜井选用 Beggs and Brill (std)或 EPS 相关式，建立起井筒管流模型。
4.2.1.4 建立管柱模型
a） 根据套管尺寸、井眼轨迹、油藏参数和已建立的流体物性模型、原油乳化模型、井筒管流模型， 并假设一油管尺寸和泵挂深度，建立油井初始计算模型，如果没有实测或设计井斜数据，按直 井计算；
1
Q/HS 2008—2009 包括地层温度、地温梯度、射孔段顶斜深、射孔段顶垂深、射孔中部斜深、射孔中部垂深，以及地
层测试结果。格式参见表 A.2。
4.1.4 流体物性数据
包括油气水的相对密度、原油泡点压力、原油地面粘度、原油地下粘度、含水原油乳化实验数据、 原始溶解气油比、原油体积系数。格式参见表 A.2。
Q/HS
中国海洋石油总公司企业标准
Q/HS 2008—2009
代替 Q/HS 2008—2002
电潜泵采油系统功率计算
The horsepower calculation of electric submersible pump oil production system
2009－12－28 发布
2010－04－01 实施
b） 针对不同区间的生产气油比、产液量，应用初始计算模型对不同尺寸油管进行敏感性分析，得 出油管尺寸变化对井筒压降损失和电潜泵耗能的影响。并以减少井筒压降损失、电潜泵耗能为 优化原则，选择出油管尺寸。油管尺寸与压力损失关系示意图参见图 B.1；
c） 根据优选的油管尺寸，设定不同的泵挂深度，并以其为求解节点，根据井口压力和井底流压， 分别从井口向下和射孔中部向上逐段计算油管和套管内的压力损失，得出在不同泵挂深度下电 潜泵进出口压力、温度、气液比、液体粘度、原油体积系数以及所需总的扬程和电潜泵耗能。 一定产量和压力条件下扬程与泵挂深度关系示意图参见图 B.2；
Vasquez & Beggs Correlation Lasater Correlation Standing Correlation Standing Correlation
Vasquez & Beggs Correlation
Chew & Connally Correlation
Lee & Gonzalez & Eakin Correlation
H vis
=
H CH
……………………………………………………(3)
式中： Hvis—— 校正后所需总扬程，单位为米（m）； H —— 校正前所需总扬程，单位为米（m）； CH —— 扬程粘度校正系数。 对于新投产油田或调整井，如果油藏不确定性较大，可根据实际地质油藏条件，类比已开发相似油 藏，并综合考虑到可能出现的复杂井况，对粘度校正后的扬程 Hvis 进行一定的修正。
GB/T 17386-1998 潜油电泵装置的规格及选用 SY/T 5904-2004 潜油电泵选井原则及选泵设计方法
3 术语与定义
下列定义适用于本文件。 3.1
单井电潜泵采油系统功率 horsepower of electric submersible pump oil production system for single well
II
电潜泵采油系统功率计算
Q/HS 2008—2009
1 范围
本标准规定了电潜泵采油系统功率的计算方法。 本标准适用于海上油田电潜泵采油系统功率计算。
2 规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
4 单井电潜泵采油系统功率计算
4.1 基础数据
4.1.1 油井生产预测指标
逐年的地层压力、井底流压、产液量、含水率、生产气油比等。格式参见表 A.1。
4.1.2 钻完井基本数据
包括补心海拔、水深、套管尺寸、套管单位重量，以及井眼轨迹、井身结构等数据资料。格式参见 表 A.2。
4.1.3 油藏及射孔数据
d） 优选电潜泵耗能最小的深度作为电潜泵泵挂深度 HP； e） 根据所选泵挂深度，建立单井电潜泵采油系统功率计算模型。
4.2.2 电潜泵特性参数粘度校正系数确定
根据 4.2.1 确定出的泵挂深度 HP 处对应的液体粘度，按照 GB/T 17386-1998 中第 2.2 节方法分别得 出电潜泵排量粘度校正系数 CQ、扬程粘度校正系数 CH 和功率粘度校正系数 CP。
4.2.4 产液量校正
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Q/HS 2008—2009
根据 4.2.1 确定出的泵挂深度处对应的原油体积系数 BOP，以及根据 4.2.2 确定的电潜泵排量粘度校 正系数 CQ，产液量校正可按公式（4）计算。
单井电潜泵采油系统功率是指采用电潜泵采油方式的油井的系统消耗功率的总和，系统包括变压器、 变频器（控制柜）、电缆、电机、保护器、分离器和电潜泵。 3.2
平台电潜泵采油系统功率 horsepower of electric submersible pump oil production system for platform
4.2 单井电潜泵采油系统功率计算方法
4.2.1 单井电潜泵采油系统功率井筒模型的建立
4.2.1.1 建立流体物性模型
根据实测数据，选择不同相关公式，分别计算饱和压力 Pb、溶解气油比 Rs、原油体积系数 Bo、原油 粘度μo 和气体粘度μg，并与实测数据相对比，选择计算相对误差最小的相关式，建立流体物性模型。 如果没有实测数据，根据地层压力和原油密度，推荐采用表 1 中的计算公式组合，建立流体物性模型。
平台电潜泵采油系统功率是指整个平台所有单井电潜泵采油系统功率的总和。 3.3
油田电潜泵采油系统功率 horsepower of electric submersiblபைடு நூலகம் pump oil production system for oilfield
油田电潜泵采油系统功率是指整个油田所有平台电潜泵采油系统功率的总和。
中国海洋石油总公司 发 布
Q/HS 2008—2009
目次
前言······························································································································································· Ⅱ 1 范围 ··························································································································································· 1 2 规范性引用文件 ········································································································································ 1 3 术语和定义················································································································································ 1 4 单井电潜泵采油系统功率计算 ················································································································· 1 5 油田电潜泵采油系统功率计算 ················································································································· 5 附录 A （资料性附录） 基础数据格式 ······································································································ 7 附录 B （资料性附录） 关系示意图·········································································································· 9
4.2.1.2 建立原油乳化模型
a） 应考虑井筒中电潜泵和油管内流体发生乳化； b） 确定乳化转相点：如果有实测原油乳化实验数据时，按实际乳化转相点选用；如果没有实测原
油乳化实验数据，按 API 选用，即转相点含水率选用 60%。 c） 如果原油含水率低于其乳化转相点含水率，当有实测原油乳化实验数据时，油水混合粘度按实
μm=fwμw+(1-fw)μo……………………………………………………（2）
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式中： μw—— 水的粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）； fw —— 油井含水率，无因次，小数。
4.2.1.3 建立管流模型
Q/HS 2008—2009
a） 如果有井筒管流相关测试数据，选择不同的管流计算相关式计算出实测深度点压力，并与相对 应深度的实测压力进行对比，选择计算相对误差最小的计算相关式，建立起井筒管流模型。
际选用；否则按公式（1）计算。 μm=μo×R…………………………………………………………（1）
式中： μm—— 油水混合粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）； μo—— 原油粘度，单位为毫帕秒（mPa·s）； R —— 不同含水情况下的粘度修正系数，按 GB/T 17386-1998 中图 7 的“中”乳化曲线进行确定。 d）如果原油含水率高于乳化转相点含水率，油水混合粘度按公式（2）计算。