3.2 Расчёт подбора уэцн к скважине.

Расчет производится на основе методики подбора УЭЦН к скважине, предложенной в Методическом указании к курсовому проектированию для студентов специальности 130503. Данная методика предназначена для проведения оперативных расчётов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы данной категории скважин. Точность промежуточных и конечных расчётных величин находится в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике – определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, то есть нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учёт влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на воде, рабочие характеристики ЭЦН.

Таблица 3.4

Исходные данные для расчёта.

Скважина №75 эксплуатируется насосом ЭЦН 5-80-2600.

Дебит скважины, м3/сут	Qж=	40
Обводнённость добываемой продукции, %	n=	78
Глубина скважины, м	Hс=	2954
Глубина подвески насоса, м	Hп.н.=	2334
Динамический уровень, м	Нд=	1954
Внутренний диаметр э/к, м	D=	0.126
Давление в затрубном пространстве, атм.	Pзатр.=	24
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	rн.пов.=	0.866
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	rн. пл.=	0.756
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях	bпл.=	1.25
Плотность добываемой воды, г/см3	rв.=	1.178
Давление насыщения нефти газом, атм.	Pнас.=	63.6
Пластовое давление, атм.	Pпл.=	164
Удлинение ствола скважины, м	Lуд.=	2
Плотность жидкости глушения, г/см3	rж. гл.=	1.16
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП	mн.пл.=	1.13
Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скважине, м3/сут	Qж. опт.=	40
Коэффициент продуктивности скважины м3/сут	Кпр.=	2.8
Давление на буфере, атм	Pбуф.=	26

Решение.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

1-2/2954=0.999

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.

0.866+1,03*0.756)/2,085=0.789(г/см³)

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.

0.756*(1-78/100)+1.178(78/100)=1.085(г/см³)

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).

1.25(1-78/100)+78/100=1.055

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.

1.13*1.085/(0.756-(78/100)^1/3 (1+(1.178/0.756-1)*78/100)=14.217(сП)

m_н.пл – вязкость пластовой нефти, сП.

Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи)

K_q= 1- 0,0162 (µ_cм-5) ^0,544=1-0.0162*(14.217-5)^0.544= 0.945769

Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора)

K_н= 1- 0,0162 (µ_cм-5) ^0,544=1-0.0162*(14.217-5)^0.544= 0.945769

5. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.

(2334-1954)*(0.789/1.085)-(((164-24)*10)/(0.999*1.085))+2954+1954-2334+26*10/1.085=1798.816(м)

Н_п.н. – глубина подвески насоса в скважине, м

Н_д. – динамический уровень в скважине, м

Р_пл. – пластовое давление по скважине, атм.

Р_затр. – затрубное давление в скважине, атм.

Р_буф. – давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 40 м³/сут, предварительно выбираем насос 5-40-2100. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса: S₁=1995.49м; S₂=13.1757сут/м²; S₃=0.21631сут²/м⁵;

7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.

(1995.49-1798.816)*1²/1.21*1.055²*0.21631=1008,097 (м⁶/сут²)

8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (К_пр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.

10*0,945/(0.999*1.085*2.8*0.945)=3.293

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.

(13.1757-3.293)*0.945/(2.2*1.055*13,1757)=0,304 (м³/сут)

10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.

0,304+(603.880+0,304²)^1/2=32,06(м³/сут)

10. Проектное забойное давление в скважине.

164-32,06/2.8=152,55 (атм.)

10. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.

2954-(10*152,55)/(0.999*1.16)=1638,01 (м)

13. Глубина подвески насоса в скважине.

2954-10*(152,55-63.6)/0.999*1.085=2133,74 (м)

14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работы.

2133,74-((10*( 152,55-24)-1.085*(2954-2133,74))/0.789)=1632,48 (м)

15.Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.

32,06*1.055=33,82(м³/сут)

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25 – 70 (м³/сут); проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 40 (м³/сут), находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен ниже.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).

Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме η_max, находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_cкв на режиме η_max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.