Особенности эксплуатации ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями, страница 14

где c_н, c_в – соответственно удельная теплоемкость для нефти (2100 Дж/(кг^..К)) и воды (4186 Дж/(кг^..К));

      n₀ – обводненность продукции, доли еденицы;

      D_т – внутренний диаметр обсадной колонны, м;

      Q_м = массовый дебит скважины, т/сут.

          Для расчета температуры на выходе из установки ЭЦН t_вых воспользуемся зависимостью (1), записанной в виде

,                          (3)

где h = H_н, t(h) = t_пл = t_вых.

          Тогда

,                                    (4)

Таким образом, температура продукции скважины за счет работы погружного агрегата повышается на

Dt = t_вых – t_с,                                                   (5)

Расчитывают вязкость газонасыщенной водонефтяной смеси m_t при текущей температуре t

,  (6)

где V_гр – количество растворенного в 1 м³ нефти газа, м³/м³

          Количество растворенного газа определяется, как разность между газовым фактором при стандартных условиях (Г_н.нас) и количеством газа, выделившегося из нефти при давлении P<P_н (Г_н.св):

V_гр = Г_н.нас – Г_н.св,                                                 (7)

          Значение Г_н.св можно приближенно установить по формуле К.Б. Аширова и В.Л. Данилова

,              (8)

где m = 29^.10^-6r_н.суD_г – 0,0231;

      a = 5,785 – r_н.суD_г10^-3(4,5-0,00354(T-293));

      Г₀ – газовый фактор при стандартных условиях, м³/м³;

      r_н.су – плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³;

      D_г – относительная плотность газа по воздуху;

      T – температура, К;

      Р_т – давление при температуре T, МПа;

      Р_наст – равновесное давление насыщения нефти газом при температуре T, МПа.

          Значение Р_наст при температуре T, которая может отличатся от пластовой, определяется по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова, В.П. Прончука

,                                 (9)

где T_пл и T – соответственно, пластовая и текущая температуры, К;

      y_С1 и y_N2 – соответственно, объемные доли метана и азота в попутном газе при стандартных условиях, доли еденицы.

          Далее по формуле (6) рассчитывают вязкость при температуре в скважине t_с и при температуре на выходе из установки ЭЦН t_вых, при этом отмечается снижение вязкости за счкт нагрева от работы погружного электродвигателя.  

2.4.2 Определение требуемого напора насоса

Для нахождения величины удельной энергии, которая должна быть сообщена жидкости, чтобы на выбранной глубине спуска насоса в скважину была обеспечена норма отбора жидкости, т.е. для согласования характеристики насоса и скважины строится напорная характеристика скважины в зависимости от дебита

,                               (10)

где H_скв – глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м;

       P_у/(rg) – устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке “насос-устье” скважины;

       h_тр – потери напора на трение, м.

Если нет данных о величине динамического уровня, то его можно определить

,                                     (11)

где r_вн – плотность газожидкостной смеси на выходе из насоса, кг/м³.

Потери напора на гидравлическое трение в НКТ можно ориентировочно определить из зависимостей для однородной ньютоновской жидкости

,                                             (12)

 где H_сп – глубина спуска насоса, м;

        l – коэффициент гидравлических сопротивлений;

        w – линейная скорость потока, м/с;

,                                           (13)

 где F – площадь поперечного сечения НКТ.

          Как показывает практика, величина h_тр небольшая и обычно составляет 20-40 метров.

Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле

,                            (14)

где D – диаметр лифта, дюйм;

      P’_нас – давление насыщения после сепарации газа у насоса;

      B() – средняя обводненность продукции в лифте при среднем давлении P=0,5(P_вн+P_ус).

Для построения напорной характеристики скважины задаются значениями дебита (5–6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q=f(H) строится линия H_скв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче.