Методика подбора эцн к скважине

Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы скважин. В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Точность промежуточных и конечных расчетных величин находится в пределах допустимых для промысловых условий значений.

Конечная цель в данной методике- определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой данной скважины, т. е. нахождение условий 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 технологических параметров скважины и насоса.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

где: L_уд.-удлинение ствола скважины; H_с- глубина скважины по вертикали или длина ствола для искривленной СКВ., м

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

Данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Р _пр.> Р_нас., а также может быть использована для условий Р _пр.< Р_нас в пределах β_пр. не больше 10% по объему. При β_пр.=0, Р _пр.= Р_нас , где:

Р _пр.-давление у приема насоса, атм., МПа;

Р_нас - давление насыщения нефти газом, атм., МПа;

β_пр- газосодержание у приема насоса, % объем.

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см³.

где: ρ _н._пл.- плотность пластовой нефти, г/см3;

ρ _в - плотность добываемой воды, г/см3;

n- обводненность, % объем.

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).

где: b _пл.- объемный коэффициент пластовой нефти.

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при _см 5 сП) и n>60%.

_н.пл – вязкость пластовой нефти, мПа*с.

Если _см 5 сП или n<60%, то поправочные коэффициенты К_q= 1; K_н= 0,99.

5. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи)

K_q= 1- 0,0162 (µ_cм-5) ^0,544

Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора)

K_н= 1- 0,0162 (µ_cм-5) ^0,544

5. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, м.

Н_п.н. – глубина подвески насоса в скважине, м

Н_д. – динамический уровень в скважине, м

Р_пл. – пластовое давление по скважине, атм, МПа.

Р_затр. – затрубное давление в скважине, атм, МПа.

Р_буф. – давление на буфере скважины, атм, МПа.

8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут.

где: S₁ и S₂- численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса. Определяются аналитическим путем по трем точкам рабочей характеристики (q- H) данного типоразмера насоса: S₁- (м); S₂- (сут²/м³), табл.1.

9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (К_пр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут/м².

10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м^3/сут.

где: S₂ –численный коэффициент, рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса, сут/м², табл.1.

11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м³/сут.

Эта формула получена из условия совместного решения уравнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса

12. Проектное забойное давление в скважине, МПа.

13. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения,м.

14. Глубина подвески насоса в скважине, м.