5.2 Подбор уэцн на эвм, направленный на оптимизацию работы уэцн на исследуемом объекте

Расчеты были проведены с использованием программы подбора оборудования—«Насос». Проведение расчетов заключалось в нахождении оптимального варианта компановки УЭЦН для 4 характерных скважин, определения необходимых технологических показателей работы выбранных насосов, таких как: типоразмер насоса, глубина спуска, давление на приеме и на выходе из насоса и др.

Проведенные расчеты показали, что все подбираемые насосы, обеспечивающие заданный среднесуточный дебит жидкости, характеризуются большими величинами буферного давления, причем с течением времени оно возрастает. Это обстоятельство объясняется тем, что насосы обеспечивающие заданный дебит, обладают высокими (для нашего случая) напорами. В целях корректировки и, соответственно, уменьшения напора, на выкидных линиях скважин необходимо установить штуцера.

Помимо установки штуцеров или уменьшения напора насосов за счет изменения числа ступеней, нормализация буферного давления возможна в том случае, если известен максимальный дебит скважины. Эта задача решается следующим образом: определяется величина забойного давления с тем расчетом, чтобы буферное давление было максимально приближено к устьевому давлению (здесь устьевое давление – 0,95 МПа). С другой стороны, для бесперебойной работы скважин необходимо обеспечить достаточное погружение насоса под динамический уровень (по опытным данным это 250-300 м).

В обводненной скважине при эксплуатации возможны следующие условия: вся вода, поступающая из пласта с продукцией, выносится на дневную поверхность и не накапливается в интервале «забой-прием»; поступающая из пласта с нефтью вода частично выносится на дневную поверхность, и частично накапливается в интервале «забой-прием».

Поэтому в этих условиях для малообводненных скважин проверяется возможность накопления воды в интервале «забой-прием» в процессе эксплуатации скважины.

Условия полного выноса накопленной в интервале «забой-прием» воды, поступающей с продукцией из пласта, следующие:

Re_н>Re_нпр=1600

или

Re_н<Re_нпр=1600 и

Н_сп>H^`_сп=L_cD²_эк/(D²_эк+d²_вн);

где Re_н – приведенное число Рейнольдса по нефти; Re_нпр – предельное приведенное число Рейнольдса по нефти, равное 1600 и при котором вся вода, поступающая из пласта, выносится с интервала «забой-прием» (накопление воды в этом интервале при эксплуатации скважины не происходит); Н_сп —глубина спуска подъемника или насоса, м; D_эк— внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d_вн — внутренний диаметр НКТ,м.

Приведенное число Рейнольдса по нефти:

Re_н=1,274 Q_нд b_н / (86400 D_эк μ_н / ρ_н ),

где Q_нд-дебит скважины по дегазированной нефти, м³/сут; b_н—объемный коэффициент нефти, μ_н — вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с, ρ_н—плотность нефти в пластовых условиях кг/м³;

Для каждого из насосов рассматривались возможные глубины их спуска и технологические параметры при работе на этих глубинах.

Анализ полученных результатов показывает, что буферное давление при увеличении глубины подвески сначала возрастает, а затем уменьшается (возрастание и уменьшение всего несколько сотых). Такой показатель как К.П.Д. растет с увеличением глубины подвески, также ведет себя и потребляемая мощность. Газосодержание на приеме насоса снижается с ростом глубины, причем при подвеске насоса в интервале 1700-2000 м, свободного газа на приеме насоса нет вообще.