Файл: Наименование кафедры.docx

---

Параметры, вариант, ед. измерения	Величины
Радиус по долоту, м	0,108
Радиус контура, м	300
Глубина НКТ, м	3200
Глубина скважины, м	2900
Плотность нефти дегазированной, , кг/м3	860
Динамическая вязкость нефти дегазированной, , мПа*сек
Плотность пластовой нефти, , кг/м3	780
Динамическая вязкость пластовой нефти, , мПа*сек	2,8
Плотность пластовой жидкости до точки давления насыщения, , кг/м3
Плотность газа, , кг/м3	1,05
Плотность воды, , кг/м3	1060
Объемный коэффициент нефти,	1,4
Объемный коэффициент воды,	1,0
Мощность пласта, h, м	20
Газовый фактор, Г, /т	100
Внутренний диаметр НКТ, d, м	0,062
Устьевое давление, , МПа	0,5
Д авление насыщения, , МПа	6,5

---

ОГЛАВЛЕНИ1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8Виды эксплуатации скважины, условие фонтанирования 81.1.1 Виды эксплуатации скважины 81.1.2 Артезианское фонтанирование 91.1.3 Газлифтное фонтанирование 91.2 Принципиальная схема УЭЦН и ее элементы 101.3 Характеристики ЭЦН, корректировка паспортных характеристик ПЭЦН. Влияние вязкости, свободного газа, образования водонефтяных эмульсий на характеристики ПЭЦН 131.3.1 Характеристики ЭНЦ 131.4 Корректировка паспортных характеристик ПЭЦН 151.4.1 Влияние вязкости на характеристики ПЭЦН 161.4.2 Влияние свободного газа на характеристики ПЭЦН 181.4.3 Влияние на работу погружного центробежного насоса водонефтяных эмульсий 191.5 Методика подбора УЭЦН к скважине 211.5.1 Определение глубины подвески ПЭЦН 241.5.2 Определение глубины подвески ПЭЦН с помощью кривых распределения давления 272 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ 302.1 Проверка условия фонтанирования 302.2 Расчёт кривой распределения по НКТ 312.3 Расчет оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ЭЦН с учетом обводненности продукции скважины 342.4 Определение минимального забойного давления и максимального дебита 362.5 Определение проектного дебита для расчета в области ИД, когда условие фонтанирования не выполняется, Рз < Рзmin.эцн 37

---

2.6 Расчёт глубины спуска ПЭЦН 382.7 Определение давления на выкиде 382.8 Гидродинамическая характеристика скважины, подбор ПЦЭН, корректировка паспортной характеристики, объединённая характеристика скважины и насоса 39ЗАКЛЮЧЕНИЕ 45СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 46 ВВЕДЕНИЕ

2 РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Проверка условия фонтанирования

(19) (20)Где a – коэффициент растворимости, 1/МПа; - газовый фактор - давление на устье, МПа; - плотность дегазированной нефти, .Коэффициент растворимости находим по формуле 15: (21)По формуле 21 находим G_эф: (22)Где - максимальная глубина спуска башмака колонны, м; – плотность, ; –диаметр НКТ, м. (23) (24) (20)Таккакданноеусловиеневыполняется , тофонтанированиеневозможно.

---

2.2Расчёт кривой распределения по НКТ

Согласно источнику [4] по формуле Крылова произведем расчёт кривой распределения НКТ от устьевого давления до давления насыщения. Сначала, используя систему уравнений, определим эмпирический коэффициент и плотность ГЖС: (25)Решим данное уравнение при пластовых условиях и условиях на поверхности:Вычтем из первого уравнения второе и получим:, отсюда следует, чтоb₀ равняется 12,5. Зная эмпирический коэффициент, рассчитаем плотность ГЖС.Определив плотность для атмосферного давления, определим её для давления равного 1 МПа:Далее определим количество растворённого газа, поступающего с нефтью: (26)Чтобы найти q_г надо определить :..После чего определяем секундный объёмный расход жидкой фазы: (27)Далее приведем этот же объём к атмосферному давлению и температуре 20C⁰: (28)Далее проводим расчет объёмного расхода, приведенного к заданному давлению и средней температуре: (29)Для определение данного значения следует найти среднюю температуру:Зная среднюю температуру, найдём V:Далее определим общий градиент давления:

---