- •Аналитический метод выбора фонтанного подъемника. Максимальная и оптимальная подачи. Определение нкт для оттималльной и максимальной подачи фонтанного подъемника.
- •Виды пластовой энергии. Методы освоения скважин.
- •Виды фонтанирования. Фонтанирование за счет энергии газа при условии, когда давление на забое больше давления насыщения.
- •Коэффициент подачи штангового скважинного насоса. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи штангового скважинного насоса.
- •Минимальное забойное давление фонтанирования. Определение глубины начала выделения газа.
- •Нагрузки, действующие на штанги и их влияние на ход плунжера.
- •Назовите и объясните способы защиты погружного насоса от вредного влияния газа.
- •Напорная характеристика скважины. Распределение давления вдоль ствола скважины для жидкости и гжс.
- •Несовершенство скважин. Влияние несовершенства на дебит скважины. Формула дебита несовершенной скважины.
- •Формулы притока жидкости к несовершенным скважинам
- •Несовершенство по качеству вскрытия
- •Общая схема установки погружного центробежного электронасоса. Определение подачи насоса при некотором газосодержании на его приеме.
- •Опишите технологию определения положения динамического уровня жидкости в скважине. Цель и назначение.
- •Определение глубины подвески погружного электроцентробежного насоса.
- •Определение дебита фонтанной скважины. Минимальное забойное давление фонтанирования. (см.15?)
- •Определение подачи уэцн. Основные достоинства и недостатки уэцн.
- •Распределение давления по стволу скважины при движении однородной и неоднородной жидкости. Понятие об объемном коэффициенте нефти, коэффициенте учитывающим усадку нефти.
- •Расчет гжп. Установление режима эксплуатации. Потери давления по длине газожидкостного подъемника. Уравнение баланса давления. Уравнение баланса давлений
- •Расчет фонтанного подъемника. Установившаяся работа системы «пласт-скважина» при фонтанной эксплуатации.
- •Регулирование напорной характеристики эцн в случае, если развиваемый насосом напор существенно больше требуемого? Условия нормальной работы насоса в скважине.
- •Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
- •Факторы осложняющие работу скважин любого способа эксплуатации и их влияние на показатели работы скважин.
- •Фонтанирование за счет энергии газа при условии, когда давление на забое меньше давления насыщения.
- •Что такое область фонтанирования? Минимальное забойное давление фонтанирования. (см 15?)
-
Определение глубины подвески погружного электроцентробежного насоса.
Глубина подвески насоса определяется:
1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;
2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;
3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;
4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;
5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать
. (11.1)
По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины.
Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.
Если уравнение притока известно
,
то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим
(11.2)
или
,
откуда
, (11.3)
где ρср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.
Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Hc, получим глубину динамического уровня Hд от устья
. (11.4)
Если скважины наклонны и φ1 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.
С учетом кривизны искомое Hд будет равно
. (11.5)
Здесь Нс - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.
Величина Нп - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.
Величина Ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная
. (11.6)
Здесь ρн, ρн - плотности нефти и воды.
Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.
Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики
, (11.7)
где С - линейная скорость потока, м/с,
. (11.8)
Здесь Qн и Qв - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.
Как правило, hтр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.
Величину НГ можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.