3.3. Расчёт по подбору скважинного оборудования

Наиболее известная методика, предназначенная для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН разработана Ю.И. Бородиным и Г.В. Афиногентовым.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике – определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т. е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса.

В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных параметров скважины и насоса.

В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, перекачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методики - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на ходу, рабочие характеристики ЭЦН. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины:

(3.1)

где

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

, (3.2)

данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Может быть использована для условий в пределах не больше 10% по объёму. При , где

давление насыщения нефти газом;

газосодержание у приёма насоса;

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой на приём насоса, [г/см3]:

, (3.3)

где плотность пластовой нефти, [кг/м³];

плотность добываемой воды, [кг/м³];

обводнённость добываемой нефти, [% объёмные];

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступаемой к приёму насоса:

, (3.4)

где объемный коэффициент пластовой нефти

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, [мПа*с]:

при :

, (3.5)

где вязкость пластовой нефти,

Если или , то поправочные коэффициенты и , иначе

6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи):

, (3.6)

7. Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшения напора):

, (3.7)

8. Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШСНУ) перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, [м]:

, (3.8)

Если отрицательный, то это значит перелив жидкости в скважине, так уровни считаются от устья.

где глубина подвески насоса в скважине, [м];

динамический уровень в скважине, [м];

пластовое давление по скважине, [МПа];

затрубное давление в скважине, [МПа];

давление на буфере скважины, [МПа];

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, [м³/сут²]:

, (3.9)

где S₁ и S₃ – численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей

характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса.

Определяются аналитически по трём токам рабочей характеристики данного типоразмера насоса: S₁ [м]; S₃ [сут²/м³].

10. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважин , характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, [сут/м²]:

, (3.10)

11. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, [м³/сут]:

, (3.11)

где S₂ – численный коэффициент рабочей характеристики предварительного выбранного типоразмера насоса, [сут/м²];

12. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважин в поверхностных условиях, [м³/сут]:

, (3.12)

13. Проектное забойное давление в скважине, [МПа]:

, (3.13)

14. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения, [м]:

, (3.14)

где плотность жидкости глушения, [кг/м³];

15. Глубина подвески насоса в скважине, [м]:

, (3.15)

где давление насыщения нефти газом, [МПа];

16. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы, [м]:

, (3.16)

17. Количество водонефтяной смеси, перекачиваемой насосом, [м³/сут]:

(3.17)