3.6 Расчет по подбору уэцн к скважине

Исходные данные для расчета: Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН-5-200-1250

1.Дебит скважины q= 45 м³/сут

2.Обводненность продукции n = 78 %

3.Глубина скважины Нcкв, =1460 м

4.Глубина подвески насоса Н_п.н= 1400 м

5.Динамический уровень Н_д = 963 м

6.Внутренний диаметр экспл. колонны D_к = 0,126 м

7.Давление в затрубном пространстве Р_затр = 0,0303 МПа

8.Плотность нефти в поверхностных условиях ρ_пов. _усл = 0,907 т/м³

9.Плотность нефти в пластовых условиях ρ_пл. _усл. = 0,848 т/м³

10.Объемный коэффициент в пластовых условиях b= 1,103

11.Плотность добываемой воды ρ_воды =1,16 т/м³

12.Давление насыщения нефти газом Р_нас = 6,19 МПа

13.Пластовое давление Р_пл = 145 МПа

14.Удлинение скважины 1 = 0

15.Удельный вес жидкости глушения ρ_{жидк гл} = 1,3 т/м³

16.Коэффициент продуктивности скважины К_пр

17. Вязкость нефти в пластовых условиях µ_н = 13,11 мПас Проектируемый (оптимальный) отбор жидкости по скважине q= 180 м³/сут.

Расчет:

1.Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины

А₀=

Где Нс это глубина скважины

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см³

Где Рпов.усл это плотность нефти в поверхностных условиях, Рпл.усл. это плотность нефти в пластовых условиях

3.Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см³

_{где пластовое давление , это давление на устье скважины.}

_г/см³

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса:

Где b это объемный коэффициент в пластовых условиях, а n обводненность продукции.

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса мы не считаем т.к. обвоненность продукции скважины № 4049 составляет 94,75%.

6.Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи) K_q=1

7.Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора) K_н=0.99

8.Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом ее на оптимальный режим эксплуатации

Где: Нпн. это глубина подвески насоса ,Нq –динамический уровень.

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м³/сут

S₁ S₃ — численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса,

S1 = 812,55; S2 =2,4355; S₃ =0,08831

;

10. Величина обратная коэффициенту продуктивности скважины, характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса, сут/м²

Где Ао - коэффициент учитывающий удлинение ствола, Кq=1 ,Кн постоянная величина=0.99

1. Коэффициент приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м³/сут

Где Кпр- величина обратная коэффициенту продуктивности скважины, S2-характеристика предварительно выбранного типоразмера насоса,

12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м³/сут

Где В- коэффициент приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, А-5018

13.Проектное забойное давление в скважине, кг/см²

^{где Рпл-пластовое давление,Qж-количество жидкости}

14.Динамический уровень в скважине при ее освоении на жидкости глушения

Где Нс-глубина скважины, -удельный вес жидкости глушения.

15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме ее работы, м

Где Нпн-глубина подвески насоса ,Рзаб- забойное давление в скважине,Рзатр-затрубное давление в скважине

16. Количество нефтяной смеси прокачиваемой насосом

Где Qж-количество жидкости ,Ксм-коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса: