2. Обоснование глубины спуска шгн и определение перепада давления на насосе.

1. Предварительно по уравнению притока определяется Р_с(Q_ж).

(надо учесть объёмный коэффициент) - простейшее уравнение притока.

2. Рассчитывается распределение давления в стволе скважины по одной из известных методик (расчёт от забоя скважины).

3. Определяем глубину спуска насоса

Если известно объемное содержание азота Y_a в попутном газе, то:

а) Уа<0.3 ,

б) Уа>0.3.

По Р(Н) в эксплуатационной колонне определяется L_сн(Р_пн).

4. Определяем параметры в условиях приема.

Определяется расход ГЖС в условиях приема (при Р_пр и Т_пр).

4.1. м³/с;

при условии что

4.2. Определяем расход газа в условиях приема насоса

4.2.1. При Р ≥ Р_нас весь газ растворен: Г₀=V_гр0( Р_нас).

4.2.2. При Р<Р_нас начинает выделяться газ.

(не пригодится) При Р<Р_нас, но больше атмосферного, мы определяем V_{0 гр}(Р) по линейному закону Генри:

4.2.4. Если Р меняется в широком диапазоне (т.е. до атм. давления Р₀), то з-н Генри нельзя использовать.

Эмпирическая зависимость для V_{0 гр}(Р):

Поэтому:

Г₀ – газовый фактор при стандартных условиях;

V_{0 гр}(Р_пн) – удельный (на 1 м³ дегаз. нефти) объем газа, растворенный при Р_пр, приведенный к стандартным условиям.

Z – коэффициент сжимаемости газа.

Q_нд – дебит дегазированной нефти.

- газовое число в условиях прима насоса.

4.3 Определим объем ГЖС

По Q_гжс выбираем D_пн.

5. 5. Зная предварительно Q_гжс и L_сн выбираем диаметр насоса.

6. 6. Учет сепарации газа у приема насоса.

Рассчитываем коэффициент сепарации газа у приема насоса

w₀ – относительная скорость движения газа на приеме насоса, м/c (как искать? берём 0,2 м/с).

Рассчитываем

7. Расчет трубных параметров.

Вследствие сепарационного эффекта пересчитываются свойства ГЖС в НКТ:

8. Рассчитывается распределение давления и свойств ГЖС в НКТ.

9. Расчет перепада давления в насосе.

10. Расчет составляющих коэффициента подачи.

11. Расчет приведенного напряжения,

12. Выбор варианта с максимальным дебитом и допустимыми приведенными напряжениями. (самое интересное и не написал) прикрепил exel

3. Обоснование глубины спуска эцн и определение перепада давления на насосе.

1. Оптимальное давление на приеме насоса – это такое давление, которое обеспечивает заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико-химических свойств откачиваемой продукции.

Для УЭЦН оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при В ≤ 0,6 , (16)

при В ≥ 0,6 , (17)

где В – объемная обводненность продукции, д.ед.,

Р_нас – давление насыщения, МПа.

2. Для оценки допустимого давления на приеме ЭЦН можно использовать следующие формулы:

при В ≤ 0,6 ` (18)

при В ≥ 0,6 (19)

3. Предельное давление на приеме во всей области объемной обводненности 0 ≤ В ≤ 1 можно рассчитать по следующей зависимости:

(20)

4. Так как вязкость дегазированной нефти μ_нд дается в справочной литературе при температуре 20⁰С, а при вычислении μ_нд/ μ_нп ее необходимо подставлять при t_пл, то для расчета μ_нд при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой:

, (21)

где μ_t, μ₂₀, μ₅₀ – соответственно относительные (по воде) динамические вязкости дегазированной нефти при температурах t, 20 и 50⁰С. При t = 20⁰ вязкость воды μ_в = 1 мПа∙с.

5. Условие накопления или ненакопления воды в интервале «забой-прием СШН» .

- Условие ненакопления воды

I случай

(22)

II случай

(23)

-Условие неполного выноса (накопления) воды:

(24)

Для УЭЦН глубина спуска насоса определяется из соотношения:

(26)

Где - средняя плотность ГЖС в интервале “забой – прим ЭЦН”. (надеюсь её даст Калькулятор)

n, с – параметры нелинейного уравнения притока.

Глубина спуска ЭЦН может быть определена по значению заданного объемного расходного газосодержания при условиях приема насоса. Глубина спуска будет определятся как максимальная из 2х (из условия выноса воды и максимального газосодержания при условиях на приеме)

(27)

Указанный параметр рассчитывается с помощью программы “Нефтяной калькулятор”.

Рассматривают 3 области работы ПЦЭН:

• Незначительное количество свободного газа на приеме насоса, ( 0); Р_{пн опт}.

• Режим, когда реальные характеристики насоса из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса отклоняются от стендовых. Насос работает устойчиво при допустимых КПД и потребляемой мощности. Р_{пн доп}( =15%)

• Из-за увеличения количества свободного газа на приеме насоса нарушается устойчивая работа насоса. Р_{пн пред.} ( =25%).

- объемное расходное газосодержание при Р_пр, Т_пр.

Указанные ограничения по параметру связаны, в т.ч. с возможным снижением динамического пластового давления на реагирующей скважине при управлении разработкой нефтяных месторождений.

6. Коэффициенты естественной сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса (хвостовика):

Для УЭЦН: (29)

где - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи;

q – объемный расход жидкости в условиях приема насоса (хвостовика), м³/с;

w₀ – осредненная относительная скорость движения газовых пузырьков на приеме насоса, м/c: при В 0,5 w₀=0.02 м/c, при В> 0,5 w₀=0.17 м/c;

- площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны с внутренним диаметром D_с, м²;

- наружный диаметр НКТ (хвостовика), м.

q_ж- объемный расход жидкости на приеме УЭЦН;

w_о – относительная скорость газовых пузырьков, м/с; w_о=0,17 м/с

- площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м²

d_н – диаметр погружного насоса, м

7. Свойства ГЖС в функции давления и температуры рассчитываются в соответствии с известными методиками C учетом естественной сепарации:

(30)

(31)

(32)

где - расход газа в условиях приема насоса;

- расход жидкости в условиях приема насоса;

- газовое число в условиях приема насоса.

8. С учетом естественной сепарации газа у приема оборудования пересчитываются газовый фактор и давление насыщения в НКТ и в хвостовике:

(33)

(34)

Для УЭЦН рассчитывается давление, необходимое для подъема заданного дебита на поверхность, Р_н.

опт, (37)

где: Рвых – давление на выходе насоса (рассчитывается по кривой распределения давления в НКТ с учетом сепарации газа в затрубное пространство у приема насоса, причем при наличии газосепаратора учитывается коэффициент сепарации газосераратора.

Для расчета Рвых используется программа “Нефтяной калькулятор” (позиция меню “Свойства”).

Суть метода подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт-скважина-подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт-скважина-насос-подъемник».

Под гидродинамической характеристикой понимается совокупная характеристика системы «пласт-скважина-подъемник», которая выражается графической зависимостью потребного давления (напора) в функции дебита скважины (подачи насоса). Закон работы пласта и скважины задается уравнением (38), из которого, принимая Р_пр = Р_опт (формулы (16, 17)), вычисляют глубину спуска насоса Н_сп:

(38)

Потребное давление Р_пот, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается так: Р_пот = Р_вык – Р_опт. (39)

Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие величины Н_сп, Р_вык и Р_пот и строят графическую зависимость Р_пот = f(Q) , которая представлена на рис. 3 (линия 1).

На этом же рисунке нанесены реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4). Точки пересечения характеристик насосов с гидродинамической характеристикой определяют совместные (согласованные) режимы работы всей системы: Q₂ и Р_пот2; Q₃ и Р_пот3; Q₄ и Р_пот4. После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой УЭЦН подбираются все остальные элементы погружного агрегата, кабель, станция управления и т.п. Наконец, проверяют поперечные габариты погружного агрегата с кабелем и соответствие их поперечному габариту скважины, а также температурный режим работы УЭЦН.

Реальная напорная характеристика насоса, в простейшем случае может быть построена следующим образом. Уравнение насосной характеристики:

P_но, a, b – характеристики насоса (даны в справочнике)

Паспортная напорная характеристика насоса корректируется с учетом реальной жидкости, поскольку имеет место снижение напора. Для этого используется эмпирическая формула для оценки степени снижения напора.

(40)

Н_опт, Q_опт – соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса.

Рассчитывают реальные напор Н' и КПД

(41)

(42)

Мощностная характеристика N(Q) остается без изменений.

В пусковом режиме работы УЭЦН происходит занижение забойного давления:

(43)

-занижение коэффициента продуктивности при глушении (определяется на основе обобщения промыслового опыта в зависимости от дебита скважины и обводненности продукции.

Дебит скважины при пусковом режиме может быть рассчитан с учетом мощностной характеристик УЭЦН ( ) по формуле:

(44)

Глубина спуска насоса с учетом пускового режима оценивается по формуле (формула не верная, так как глубина спуска насоса не может быть больше глубины скважины) и вообще я надеюсь, что после того, как определим насос и режим, больше делать ничего не будем:

(45)

Н_погр- погружение ЭЦН под динамический уровень (оценивают по промысловыми данным 100-200 м).

плотность жидкости глушения.