- •Методические указания по составлению курсового проекта на тему «Анализ фонда скважин и подбор оборудования в скважине, эксплуатирующейся с помощью уэцн»
- •Теоретические положения Напорная характеристика скважины
- •Согласование напорных характеристик скважины и насоса
- •Методика подбора эцн к скважине
- •15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
- •Пример расчёта подбора уэцн к скважине
- •Исходные данные для расчёта.
- •Решение:
- •10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.
- •14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.
Пример расчёта подбора уэцн к скважине
Необходимо рассчитать основные технологические параметры оптимального режима эксплуатации и подобрать соответствующий типоразмер электроцентробежного насоса к скважине №_____.
Исходные данные для расчёта.
Скважина эксплуатируется насосом ЭЦН5-80-2160.
Дебит скважины, м3/сут |
Qж=76 |
Обводнённость добываемой продукции, % |
n=3 |
Глубина скважины, м |
Hс=2830 |
Глубина подвески насоса, м |
Hп.н.=1660 |
Динамический уровень, м |
Нд=2120 |
Внутренний диаметр э/к, м |
D=0,146 |
Давление в затрубном пространстве, атм. |
Pзатр.=12 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 |
н.пов.=0,856 |
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3 |
н. пл.=0,831 |
Объёмный коэффициент нефти в пластовых условиях |
bпл.=1,2 |
Плотность добываемой воды, г/см3 |
в.=1,023 |
Давление насыщения нефти газом, атм. |
Pнас.=84 |
Пластовое давление, атм. |
Pпл.=240 |
Удлинение ствола скважины, м |
Lуд.=79 |
Плотность жидкости глушения, г/см3 |
ж. гл.=1,16 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП |
н.пл.=0,6 |
Проектируемый оптимальный отбор ж-ти по скважине, м3/сут |
Qж. опт.=125 |
Коэффициент продуктивности скважины м3/сут |
Кпр.=2,5 |
Давление на буфере, атм |
Pбуф.=15 |
Решение:
1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.
0,972
Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.
0,821 (г/см3)
3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.
0,837 (г/см3)
4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).
1,194
Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при см 5 сП)
0,871 (сП)
н.пл – вязкость пластовой нефти, сП.
Если см 5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как см =0,871сП.
Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации.
274 (м)
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм.
Для обеспечения отбора по скважине, равного 125 м3/сут предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса S1= 653,92 м; S2= 18,17292 сут/м2; S3= 0,10791 сут2/м5;
7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.
2039,511 (м6/сут2)
8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.
4,967
9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.
48,55 (м3/сут)