Варианты заданий по подбору ЭЦН

Вариант	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
DЭК, мм	140	146	168	140	146	168	146	140	168	140
Lскв, м	2000	1955	1910	1865	1820	1775	1730	1685	1640	1595
Q, м3/сут	120	112	104	96	88	106	124	101	93	85
hст, м	850	840	830	820	810	824	814	828	818	832
Кпрод, м3/(сут • МПа)	60	57	54	51	48	58	55	52	62	59
h, м	40	37	34	31	41	38	35	45	42	39
ν*10-6, м2/с	2,00	1,80	1,60	1,40	1,52	1,64	1,76	1,88	2,00	2,12
hг, м	15,0	14,7	14,4	14,1	13,8	13,5	13,2	13,6	14,0	14,4
Рс, МПа	0,20	0,32	0,44	0,56	0,43	0,30	0,45	0,35	0,50	0,40
l, м	60	67	74	67	60	53	46	39	71	64
ρж, кг/м3	880,0	880,7	881,4	882,1	882,8	883,5	882,0	882,7	881,2	881,9
Вариант	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
DЭК, мм	146	140	146	168	140	146	168	146	140	168
Lскв, м	1550	1505	1460	1415	1370	1325	1875	1830	1785	1740
Q, м3/сут	103	121	87	72	98	82	74	92	110	95
hст, м	822	836	826	871	826	781	736	781	826	871
Кпрод, м3/(сут • МПа)	59	69	66	66	76	73	55	52	49	59
h, м	35	32	29	39	36	36	33	43	40	40
ν*10-6, м2/с	2,24	2,36	1,58	1,7	1,82	1,94	2,06	2,18	2,3	2,42
hг, м	14,8	15,2	15,6	16	16,4	16,8	17,2	17,6	18	14,4
Рс, МПа	0,55	0,45	0,6	0,44	0,56	0,43	0,3	0,45	0,35	0,5
l, м	57	50	43	75	68	61	54	47	40	65
ρж, кг/м3	881,8	880,3	881	880,9	879,4	880,1	880	878,5	879,2	879,9

Продолжение таблицы 5.1

Вариант	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
DЭК, мм	140	146	146	140	146	168	140	146	168	146
Lскв, м	1695	1650	1424	1379	1929	1884	1839	1794	1749	1704
Q, м3/сут	79	71	89	98	87	54	62	74	100	35
hст, м	916	871	826	781	736	761	786	811	836	861
Кпрод, м3/(сут • МПа)	56	56	66	68	78	75	57	54	51	61
h, м	47	44	44	51	34	31	41	38	38	45
ν*10-6, м2/с	2,54	2,34	2,46	2,58	2,7	2,55	2,4	2,25	2,1	1,95
hг, м	14,8	15,2	15,6	16	16,4	16,8	17,2	13,6	14	14,4
Рс, МПа	0,4	0,52	0,39	0,26	0,45	0,31	0,5	0,36	0,55	0,41
l, м	90	115	140	95	50	85	120	75	85	65
ρж, кг/м3	880,6	879,1	879,8	878,3	879	878,9	877,4	878,1	878	876,5

 

Определение глубины погружения насоса под динамический уровень

Наиболее затруднительным является определение глубины погружения насоса h под динамический уровень при наличии значительного газового фактора.

Этому вопросу посвящены труды многих исследователей. Нашей задачей является получение упрощенной методики расчета этой величины. Глубина погружения насоса h под динамический уровень входит составной частью в формулу (5.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (5.5).

Недостаточное погружение насоса под динамический уровень, где уже появляется в значительных количествах свободный газ, приводит к снижению подачи насосом жидкости или к срыву подачи при блокировке ЭЦН газовым пузырем.

Наоборот, чрезмерное погружение насоса под динамический уровень приводит к росту давления и температуры, снижающих эксплуатационные характеристики кабеля и электродвигателя, к интенсивному поступлению песка в насос при небольшом расстоянии от забоя и неоправданному увеличению длины НКТ и кабеля. В технических характеристиках ЭЦН свободное газосодержание β на приеме не превышает 0,25.

Глубина погружения под динамический уровень, м,

                                              

где Р_пр - давление на приеме насоса, МПа; Р_з - давление в затрубном пространстве, МПа; g - ускорение свободного падения; ρ_см - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м³,

        

где ρ_н, ρ_в, ρ_г - плотность нефти, воды и газа соответственно; n - обводненность; β - газосодержание на приеме.

Обычно давление на приеме Р_пр определяют по специальной методике или по графикам [28], где учитывается истинное газосодержание α и обводненность n продукции скважины. Предполагая, что на глубине спуска насоса отсутствует скольжение газовой фазы относительно жидкостной, можно приравнять α к β. График изменения Р_пр от газосодержания и обводненности представлен на рис. V.11.5 [28].

Другую, более точную, на наш взгляд, аналитическую зависимость Р_пр можно получить из работы [16], где можно учесть не только обводненность и газосодержание, но и температуру на забое, объемный коэффициент нефти, сжимаемость и коэффициент сепарации газа:

где Г - газовый фактор; V_pг - объем растворенного газа; n - обводненность продукции скважины; σ - коэффициент сепарации газа; Т_о, Т - температура на устье и на приеме насоса в скважине соответственно; Р_о = 0,1033 МПа - давление на устье; Z - коэффициент сжимаемости таза; В_н - объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.

Для нахождения коэффициента сжимаемости газа Z воспользуемся графиками [19, рис. 10, 13], предварительно определив псевдокритическое давление и температуру.

Объемный коэффициент нефти определяется из работы [23] по формуле:

          

где β_н = 6,5·10^-1 1/МПа - коэффициент сжимаемости нефти; α_н - температурный коэффициент, при 0,86 < ρ_н < 0,96 α_н = 10^-3·(2,513 - 1,975); λ_н - безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию [22],

где ρ_н²⁰ - относительная плотность нефти при 20°С и атмосферном давлении к плотности воды при 4°С; ρ_г²⁰ - относительная плотность газа; Г - газовый фактор м³/м³; t_пл, Р_пл - пластовые температура в °С и давление в МПа соответственно.

Для упрощения нахождения В_н, минуя вычисления λн, можно воспользоваться номограммой [19, рис. 2], учитывая, что точность определения В_н при этом значительно снижается.

---

Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 839; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!