Методики подбора эцн для нефтяной скважины. Методика подбора уэцн для скважин Исходные данные, необходимые для расчета

Расчет производится на основе методики подбора УЭЦН к скважине, предложенной в Методическом указании к курсовому проектированию для студентов специальности 130503. Данная методика предназначена для проведения оперативных расчётов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы данной категории скважин. Точность промежуточных и конечных расчётных величин находится в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используются математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, то есть нахождение условия совместной работы скважины и насоса. В методике производится учёт влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые на воде, рабочие характеристики ЭЦН.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины.

0.838+1,03*0.821)/2,085=0.807(г/см 3)

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом.

0.821*(1-18/100)+1.18(18/100)=0.886(г/см 3)

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

1.196(1-18/100)+18/100=1.161

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при n60%).

1.41*0.886/(0.821-(18/100) 1/3 (1+(1.18/0.821-1)*18/100)=3.239(сП)

н.пл - вязкость пластовой нефти, сП.

Если см 5 сП или n>60%, то поправочные коэффициенты К q = 1; K н = 0,99. В нашем расчёте мы принимаем именно такие коэффициенты, так как см 5 сП.

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

(2584-2300)*(0.807/0.886)-(((130-7)*10)/(0.993*0.886))+2693+2300-2584+7*10/0.886=1348.262(м)

Н п.н. - глубина подвески насоса в скважине, м

Н д. - динамический уровень в скважине, м

Р пл. - пластовое давление по скважине, атм.

Р затр. - затрубное давление в скважине, атм.

Р буф. - давление на буфере скважины, атм.

Для обеспечения отбора по скважине, равного 57 м 3 /сут, предварительно выбираем насос 5-40-2600. Для насоса коэффициенты, аппроксимирующие рабочую область характеристики насоса: S 1 =1275.49м; S 2 =13.1757сут/м 2 ; S 3 =0.21631сут 2 /м 5 ;

7. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору.

(1275.49-1348.262)*1 2 /1.21*1.161 2 *0.21631=-206.371(м 6 /сут 2)

8. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса.

10*1/(0.993*0.886*7.324*0.99)=1.568

9. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче.

(13.1757-1.568)*0.99/(2.2*1.161*0.21631)=20.804(м 3 /сут)

10. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях.

20.804+(-206.371+20.804 2) 1/2 =35.851(м 3 /сут)

11. Проектное забойное давление в скважине.

130-35.851/7.324=125.105 (атм.)

12. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения.

2693-(10*125.105)/(0.993*1.18)=1625 (м)

13. Глубина подвески насоса в скважине.

2693-10*(125.105-97.5)/0.993*0.886=2379 (м)

14. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работы.

2379-((10*(125.105-7)-0.886*(2693-2379))/0.807)=1466 (м)

15. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом.

35.851 *1.161=41.613(м3/сут)

Для данного насоса рабочая область по отбору жидкости составляет 25 - 70 (м 3 /сут); проектный отбор водонефтяной смеси по скважине, равный 57 (м 3 /сут), находится в рабочей области. График согласования напорных характеристик скважин и насоса представлен ниже.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ЭЦН при совместной работе насоса и скважины. Точка А - пересечение характеристик скважины и ЭЦН. Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ЭЦН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (штриховка).

Как видим, в нашем случае точка А пересечения характеристик получилась в пределах заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме з max , находим подачу насоса (дебит скважины) Q скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q cкв на режиме з max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Таким образом, для обеспечения эффективной и экономичной работы

§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);

§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).

Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.

Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:

§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);

Q=Q50*F/50, м3/сут;

где: Q – расчетная подача, м3/сут;

Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;

F – расчетная частота, Гц.

§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)

Н=Н50*(F/50)2, м;

где: Н – расчетный напор, м;

Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.

§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)

N=N50*(F/50)3, кВт;

где: N – расчетная мощность, кВт;

N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.

§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).

Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:

§ начальную частоту запуска;

§ параметры набора частоты;

§ максимальную рабочую частоту.

При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).

При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.

Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.

При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.

Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).

После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.

При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.

Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.

В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.

8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ

На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.

Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.

Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.

Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:

§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:

Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.

где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;

Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;

Рб – давление на буфере скважины, атм;

Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.

§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:

где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;

Нн – необходимый напор, м.

В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.

В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.

В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.

В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.

В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.

При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.

Под подбором УЭЦН к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти. Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса L H находят с учетом расходного газо­содержания нефтегазового потока на входе р вх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса. Для этого строят кривые распре­деления давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравне­нию притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII. 18). Расходное газосодержание потока - отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости q - определяют по формуле β=V/(V+q). По кривой 3 (см. рис. VIII.18) оценивают предварительную глу­бину спуска насоса (по допустимым значениям объемного га­зосодержания на приеме насоса; p BX = 0,05-f-0,25) и давление рв х (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодер­жания на входе в насос установлены по данным испытаний УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если β вх = 0÷0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если β вх = 0,25÷0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее 1-1,5 Мпа. Для определения давления на выкиде насоса р„ык, т. Е. в са­мом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение дав­ления в трубах также шагами сверху вниз от известного устье­вого давления р у, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа * у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию.

При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d устанавливают с учетом дебита:

Необходимо отметить, что по найденным значениям р с и заданному дебиту Qжсу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости че­рез насос будет отличаться от заданных значений Qжсу в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раство­риться большое количество газа. Жидкость, омывая электро­двигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится неко­торое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях Qжсу). Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением коли­чества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса.Также в связи с быстрым расширением областей их примене­ния в нефтяной промышленности - в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м 3 /сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.

Система разработки. Основные понятия разработки.

Разработка нефтяных месторождений – многопараметровый процесс каждое технологическое звено этого процесса должно работать в оптимальном режиме, что в свою очередь создает иерархию критериям оптимизации. В таких условиях необходимо выявить стратегический успех в процессе разработки месторождений и определить главные критерии. Системы разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объект разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства, наличие или отсутствие воздействия на пласт, число, соотношение и расположение добы­вающих и нагнетательных скважин, число резервных скважин, управление процессом разработки, охрана недр и окружающей среды. Всякую систему разработки можно классифицировать по 2 основным признакам :1).По наличию или отсутствию воздействия на пласт. 2) По системе расстановки скважин. Каждую систему разработки можно характеризовать следующими параметрами: 1) Коэффициент плотности сетки скважин – Sс, Sс =F/n.[га/КВ] ; F – ппощадь месторождения; n – число скважин;2).Параметр Крылова Nкр.= Vнач.извлек.зап./n, [т.тонн], т.е. извлекаемые запасы приходящиеся на 1 скважину; 3) Параметр интенсивности системы разработки Wинт.=n НАГН./n ДОБЫВ. (1;0,5;0,3); 4). Параметр резервных скважин Wрез.=n РЕЗ./n ОБЩ. (0,1-0,3). Выбор системы разработки. Выбор зависит от следующих факторов:1 .Природно-климатических условий; 2.Размер и конфигурация залежи нефти; З. Геологическая особенность строения; 4.Неоднородность продуктивных пластов; 5. Физическое состояние углеводородов; 6. Наличие ресурсов рабочих агентов; 7. Естественный режим залежей; 8.Свойства нефти.

Система разработки без воздействмя на пласт. Разработка осуществляется в следующих случаях: 1). Когда естественный энергетический баланс залежи восполняется естественным образом и разработка эффективно осуществляется за счет приро­дных источников энергии; 2). Отсутствие рабочего агента. З). Когда разработка с воздействием является не эффективной. При разработке залежи без воздействия на пласт на режиме истощения (упругий, режим растворенного газа) добывающие скважины, располагаются на площади по равномерным сеткам, прямоугольным или квадратным.

Напор центробежного насоса в м. столба жидкости определяется из уравнения

Где - статический уровень (задается);– напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

давление в сепараторе, выраженное высотой столба жидкости.

Депрессия или приn=1 ,

где Q –дебит скважины в ,

К – коэффициент продуктивности скважины в ,

n – показатель степени в уравнении притока.

Потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:

где –λ коэффициент гидравлического сопротивления.

L=- глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 250-350м)

е-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d-внутренний диаметр насосных труб, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

V=Q/F – средняя скорость жидкости в трубах, м/с

F-площадь внутреннего канала труб.

Определение глубины погружения насоса.

1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.

Расход газосодержание. , откуда, еслиβ=0,25.

2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме

3. Плотность водогазонефтяной смеси

n-обводненность; -плотность нефти.

4. Глубина погружения под динамический уровень

h=(м) ,где) в МПа

5. Глубина погружения насоса L=

По уточненной методике Снарева А.И.

давление на приеме можно определить по формуле

Где Г – газовый фактор

Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа

Коэффициент сепарации газа

0,1033 МПа, - температура на устье

Z-коэффициент сжимаемости газа

Объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.

β-объемное газосодержание на приеме насоса.

Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .

где ν=0,02-0,03 ,- средняя скорость,d – внутренний диаметр труб

λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим

λ=, еслиRe<2800, переходный режим

λ=, еслиRe>2800, турбулентный режим.

Относительная гладкость труб ;

где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.

Высота подъема жидкости газом

(1-n); Где d – в дюймах

(1-n); Где d – в см.

Выбор электродвигателя

По заданным подаче и напору насоса определяют потребляемую им номинальную мощность.

N=,

гдеQ- подача насоса, м 3 /сут;

H- напор насоса,м;

ρ- плотность перекачиваемой жидкости кг/м 3 ;

η н - к.п.д. насоса.

Полученную ориентировочным расчетом мощность N следует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме. По величине N и внутреннему диаметру эксплуатационной колонны по таблицам выбирают электродвигатель.

Определение габаритного диаметра агрегата.

наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне заданных размеров. При этом имеют в виду, что погружной агрегат и первые от агрегата трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимую величину зазора между агрегатом и колонной. От величины зазора зависят габаритные размеры насоса и двигателя, увеличение которых дает возможность создать наиболее мощные погружные агрегаты. В то же время для сохранности кабеля, и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм принимают 5-10мм. Габаритный диаметр агрегата с учетом плоского кабеля равен:

где - наружный диаметр электродвигателя, мм.

Наружный диаметр насоса, мм

- толщина плоского кабеля

S-толщина хомута, крепящего кабель

Увеличении габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (0,005-0,015), причем больший размер относится к большим установкам.

Габаритный размер агрегата при учете труб и круглого кабеля равен:

Где dм – диаметр муфты НКТ

dк- диаметр круглого кабеля, мм.

Если размер Амакс окажется больше Dмакс, то выше агрегата следует установить 100-150м насосных труб меньшего диаметра, при котором Амакс будет меньше Dмакс или установить на всей длине плоский кабель.

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q-H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q Ж (м 3 /сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

Где Н скв - потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины - прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса - устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины - групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Н нас - напор, развиваемый погружным насосом, м; Q Ж - дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м 3 /сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n 0 = 100, t = 200 °С, p в = 1000 кг/м 3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H Н = h - bQ 2 или H Н = h + aQ - bQ 2 ,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Н верт дин - динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h TP - потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; - средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м 3 ; h СЕП - потери напора в сепарационной емкости, м; Н Ã - напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р У - давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p в = 1000 кг/м 3 и вязкостью 1 мПа.с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n - количество ступеней насоса; - средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м 3 ; - гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с 2 /м 5 ; - глубина пласта по вертикали, м; - пластовое давление, Па; K ПР - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /с.Па; - давление на устье скважины, Па; PСЕП - давление в сепараторе, Па; - плотность флюида на устье скважины, кг/м 3 ; g=9,81- ускорение свободного падения, м/с 2 .
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).

Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.