эцн. Теоретическая часть 7 Принципиальная схема уэцн и ее элементы 7
 Скачать 1.16 Mb.
|
Расчетная частьРасчет оптимального, допускаемого и предельного давления на приеме ЭЦН с учетом обводненности продукции скважины. Погружной ЭЦН достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические характеристики ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным [9]. 2-ая область УЭЦН – характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактические характеристики отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым. 3-я область – характеризуется значительным содержанием газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление, соответствующее этой области, называют придельным. Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скважины, давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях. Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скважины, давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях. Оптимальное давление находится по формулам[1]:
где b – обводненность, нд – вязкость дегазированной нефти, пл – вязкость в пластовых условиях, Рнас – давление насыщения Оптимальное давление на приеме при b>0,6, то Ропт = 7,55*106 *(6,97*0,74 – 4,5*0,742 – 2,43)*  =4,8 МПавязкость дегазированной нефти определяется по формуле
ρнд = 902.7 кг/м3 нд = (0.685 *902.7) / (886 *  - )= 8.69 мПа*спл =6.5 мПа*с Допустимое давление находится по формулам[1]:
где b – обводненность, нд – вязкость дегазированной нефти, пл – вязкость в пластовых условиях, Рнас – давление насыщения Допускаемое давление на приеме при b> 0,6, то Рдоп = 7,55*106*(2,62*0,74 – 1,75*0,742 – 0,85)  =2,38 МПаПредельное давление на приеме во всей области 0 ≤ b ≤ 1 определяется по следующей зависимости:
где b – обводненность, нд – вязкость дегазированной нефти, пл – вязкость в пластовых условиях, Рнас – давление насыщения Предельное давление на приеме  Таким образом, известны соответствующие давления на приеме, которые должны использоваться при подборе УПЦЭН. Расчет минимально возможного забойного давления, максимально возможного дебита скважины (использовать данные ГДИС по скважине). Забойное давление должно быть на уровне  , исходя из этого принимаем минимально возможное забойное давление [4]:
Рнас – давление насыщения Рзабmin = 0,75*7,55 = 5,66 МПа Максимально возможный дебит скважины будет обеспечиваться при минимально возможном забойном давлении, тогда дебит скважины:
где  – коэффициент продуктивности скважины, (м3/сут.)/МПа; – пластовое давление, Рзабmin –минимально возможное забойное давление.Qмах =  * (16.53– 5,66) = 119.24 м3/сут.Расчет глубины спуска УЭЦН при нескольких различных заданных подачах . Определяем глубину спуска насоса, принимая давление на входе в насос равным оптимальному. Глубина спуска насоса [1]:
где – глубина скважины, м;  – плотность жидкости, кг/м3, Q – дебит скважины м3/ сут, – коэффициент продуктивности скважины.Глубина спуска насоса[1]
Где: ρи — плотность сепарированной нефти, кг/куб.м; ρв — плотность пластовой воды; ρг — плотность газа в стандартных условиях; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.  м3/т =  1.05= 0.042 м3/ м3 =972.1 кг/м3 Q = 60,70, 80 м3/сут.  где – глубина скважины, м; – плотность жидкости, кг/м3, Q – дебит скважины м3/ сут, – коэффициент продуктивности скважины.  |
Рнас (0,325-0,316b)· 
*Рнас (6,97 b-4,5b2-2,43) 
