33. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме уэцн.

Погружные ЭЦН достаточно чувствительны к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании прекращается подача насоса. Выделяют три области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь:

Первая область характеризуется небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик, а к.п.д. насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее данной области, называют оптимальным давлением.

Вторая область работы насоса характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса, вследствие чего фактические характеристики отклоняются от стендовых, но насоссохраняет устойчивую работу при допустимом к.п.д. Давление на приеме насоса, соответствующее данной области, называют допустимым.

Третья область работы УЭЦН характеризуется значительным увеличением количества свободного газа на приеме насоса, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. К.п.д. становится равен нулю. Давление на приеме насоса, соответствующее данной области, называют предельным.

При β > 0,6 Р опт = (μ н.д / μ пл) * р нас * ( 6,97β – 4,5β ² – 2,43)

Р доп = (μ н.д / μ пл) * р нас * ( 2,62β – 1,75β ² – 0,85)

При β < 0,6 Р опт = (μ н.д / μ пл) * р нас * ( 0,325 – 0,316β )

Р доп = (μ н.д / μ пл) * р нас * ( 0,198 – 0,18β )

μ н.д – вязкость дегазированной нефти; μ пл – вязкость нефти в пластовых условиях.

При β от 0 до 100 % Р пред = (μ н.д / μ пл) * р нас * ( 0,125 – 0,115β )

34. Способы регулирования режима работы центробежных насосов.

Существуют 2 способа регулирования: механический и электрический.

1. Механический способ (штуцирование) регулирование производительности насоса, напор при этом способе не изменяется.

2. Электрический (частотное регулирование) - изменение частоты вращения вала эл. двигателя за счет изменения частоты питающего тока. При этом способе изменяются технические характеристики насоса.

напор - Н1=Hн*(f1-f50)² напор изменяется пропорционально квадрату изменения частоты тока 

производительность- Q1=Qн*(f1-f50) производительность насоса пропорциональна изменению частоты тока.

Существуют погружные эл. двигатели с параметрической обмоткой, частота вращения которых зависит от величины подаваемого напряжения.

35.Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение.

Лучшие условия притока жидкостей и газов соблюдаются во время вскрытия скважиной всей толщи пласта и тогда, когда конструкция забоя открытая. Такой забой называют совершенным по степени и характеру вскрытия пласта.

Формула Дюпюи, описывающая приток нефти в скважину, для совершенной скважины имеет вид (1):

где k – коэффициент проницаемости; h – толщина пласта; р пл – давление на контуре питания (пластовое); р з – давление на забое скважины при дебите, равном Q; μ – вязкость пластовой нефти; Rк – радиус контура питания скважины; rс – радиус скважины.

Исследование скважины на приток заключается в измерении дебита нефти, воды, газа, количества выносимого песка и соответствующего забойного давления при различных режимах работы. Выбор метода измерения режима работы обусловлен способом эксплуатации скважины. По данным исследования строят графики зависимости дебита от депрессии или перепада между пластовым и забойным давлениями (рис. 77). Эти графики называются индикаторным. По оси абсцисс откладывают дебит скважины Q, по оси ординат – соответствующую депрессию Δр = рпл – рзаб или понижение уровня S.

По форме индикаторные линии могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми относительно оси дебитов. Форма индикаторной кривой определяется режимом дренирования пласта, режимом фильтрации, природой движущихся жидкостей, неустановившимися процессами в пласте, величиной сопротивления, возникающего при движении жидкости из пласта в скважину и в стволе ее. Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой только при условии, что режим дренирования залежи напорный и в пласте установилось движение однородной жидкости по линейному закону. При этом приток нефти к забою скважины выражается уравнением (1). При напорных режимах индикаторная линия, вначале прямая, может с увеличением депрессии переходить в кривую, выпуклую относительно оси дебитов (кривые 1,4). Искривление индикаторной линии происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне. Если режим дренирования залежи отличен от водонапорного (режим растворенного газа, гравитационный), индикаторная линия всегда будет кривой, выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2). Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов (кривая 3), может быть получена в результате измерений неустановившихся забойных давлений (или уровней) и дебитов скважины.

Для индикаторных линий на рис. 77 может быть найдено одно общее уравнение в виде

Q = K( p_пл - p_заб )ⁿ, (2)

где Q – дебит скважины; pпл и pзаб – соответственно пластовое и забойное давления; К и n – коэффициенты, причем n=1 для линии 1; n < 1 для линий 2,4; n > 1 для линии 3.

При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (2) принимает вид

Q = K( p_пл - p_заб ).

Коэффициент К называют коэффициентом продуктивности скважины. Единица измерения К = [ m / сутки * бар].

Коэффициент продуктивности численно равен приросту суточного дебита скважины (в m) на 1 бар перепада давлений.

При соблюдении линейного закона фильтрации К – величина постоянная для всей области, в которой сохраняется закон Дарси. При нелинейном законе фильтрации К – величина переменная, зависящая от депрессии.