Файл: Наименование кафедры.docx

(30)

Для определения находим коэффициент :

(31)



Коэффициентыa₁, a₂, a₃взятыиз таблицы, находящейся в источнике [6]. Данные коэффициенты подбираются по внутреннему диметру НКТ.

Таким образом можно определить общий градиент давления:



После этого можем определить градиент давления:

(32)



Далее производим расчёт длины трубы, гдепроисходитизменение давления:

(33)



Найдя длину трубы, где происходит изменение давления, можно рассчитать распределение давления по длине трубы:

(34)



Далее строим таблицу и график распределения давления по получившимся значениям.

Таблица 1 – Результаты расчета

dP, МПа	0,5	1,5	2,5	3,5	4,5	5,5	6,5
ρ, кг/м3	873,25	878,75	991,25	903,75	916,25	928,75	941,25
qг, кг/сут	192,64	674,24	1155,84	1637,44	2119,04	2600,64	3082,24
q, м3/с	0,000367	0,000373	0,000380	0,000386	0,000393	0,000399	0,000405
V0, м3/с	0,0349	0,664	0,541	0,0441	0,331	0,219	0,108
V, м3/с	0,00734	0,0465	0,0227	0,0132	0,00772	0,00419	0,00175
e	0,368	0,493	0,349	0,351	0,414	0,532	0,721
dP/dL, МПа/м	0,002945	0,003707	0,0024	0,00218	0,002307	0,002611	0,003064
l, м	0	291	327	436	445	406	361
L, м	2269

---

Рисунок 15 – График распределения давления по глубине

2.3 Расчет оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ЭЦН с учетом обводненности продукции скважины

Рассчитаем оптимальное давление согласно методичке [5]. Берем формулу дляB< 0,6, т. к. обводненность по исходным данным равна 0:

(35)

Где – относительная (по воде) динамическая вязкость дегазированной нефти при известной температуре, мПа сек;

- вязкость пластовой нефти, мПа сек.

Для расчета оптимального давления надо найти относительную динамическую вязкость дегазированной нефти:

(36)

Где - относительная (по воде) вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре 20℃.

Для того, чтобы определить надо найти относительную плотность дегазированной нефти. Плотность дегазированной нефти равна:





Данное значение попадает в промежуток от 0,845 до 0,924, значит рассчитывается по следующей формуле:

(37)



Далеедляопределениявязкостипластовойнефтиследуетопределитькоэффициентыa, b, c. Первыйкоэффициентрассчитываетсяпоформуле, аоставшиесядвазависятотвязкостидегазированнойнефти. Такимобразом, b=1,44 , ас=100.

Найдемкоэффициентa:

– коэффициент, который можно найти по формуле:

(38)

---

0,883

Зная эти значения по формуле 31, определим :



Далее определим P_опт:



Так как по условию обводненность меньше 0,6, то допустимое значение определим по формуле:

(39)



По аналогичному принципу определяем формул для предельного давления:

(40)

2.4 Определение минимального забойного давления и максимальногодебита

Определим минимально возможное забойное давление:

(41)



Определяем максимально возможный дебит:

(42)

Где n – коэффициент пропорциональности, характеризующий форму индикаторной линии;

K – коэффициент продуктивности.

Для определения дебита надо найти коэффициент продуктивности:

(43)



После чего находим максимальный дебит:

.

2.5 Определение проектного дебита для расчета в области ИД, когда условие фонтанирования не выполняется, Рз<Рзmin.эцн

Построим индикаторную диаграмму по уравнению притока. Для этого возьмем значения давления, когда фонтанирование не выполняется.



Рисунок 16 – Индикаторная диаграмма

Таблица 2 – Данные для построения индикаторной диаграммы

dP	0	0,88	1,76	2,64	3,52	4,4
Q	0	6,3976	12,7952	19,1928	25,5904	31,988

---

2.6 Расчёт глубины спуска ПЭЦН

Глубину спуска насоса определяется по следующей формуле:

(44)

Где Q – дебит;

K–коэффициент продуктивности;

- средняя плотность на интервале забой-приём.

Средняя плотность на заданном интервале определяется по формуле:

(45)

Где – средняя плотность в скважине.

Т. к. по условию обводненность равна нулю, то средняя плотность на интервале забой-приём будет равна 820 кг/м³, найдем глубину спуска насоса:

2.7 Определение давления на выкиде

Используя формулу 40, определим глубину спуска насоса при разных значениях подач:

.

Определим давление на выкиде по графику (рисунок 15). Полученные значение внесем в таблицу.

Таблица3– Определение давления на выкиде

Q,
130	2101	6
135	2186	6,2
139	2263	6,4

2.8 Гидродинамическая характеристика скважины, подбор ПЦЭН, корректировка паспортной характеристики, объединённая характеристика скважины и насоса

Пересчитаем получившиеся значения давления в напор по формуле:

(46)

Где - давление, необходимое для подъёма, МПа.

Для расчета напора находим давление, необходимое для подъёма:

(47)

---

ДалеерассчитываемH:



Получившиеся значения вносим в таблицу 3 и строим график (рисунок 17).

Таблица 4– Напорная характеристика скважины

Q,		H, м
130	2,31	287
135	2,51	312
139	2,71	337

Рисунок 17 – Характеристика скважины

Воспользовавшись источником [6] мною,был выбран насос МТ5A-125DP. Характеристики данного насоса представлены на рисунке 19, по нему видно, что оптимальный режим работы имеет следующие показатели: , Н = 6,84 м, Q=133 .



Рисунок 18 – Характеристики насоса МТ5A-125DP

Зная оптимальные показатели насоса, определим количество ступеней:

(48)



Из-за большого числа ступеней воспользоваться одной секцией не представятся возможным, поэтому была выбрана комбинация насосных секций 4+4 с максимальным числом ступеней 307

Если скважина будет эксплуатироваться насосом МТ5A-160DP, то глубина его спуска будет:
.

Далее произведем корректировку паспортных данных. Для начала рассчитаем снижение напора:

(49)



Зная значение снижения напора, найдем реальные показатели напора:

(50)

---