Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины 1263, Объект АС10, Мест (стр. 6 из 7)

Р, Мпа	ρ, кг/м3	μ, мПа*с	b	Г, м3/т	T ГЖС, К	Vгв	Рпр	Тпр	Z	Vсм	Мсм, кг/м3	f	Росм	dp/dH	dH/dp	H
15,5	844,9	4,5	1,265	68,12	326,2	0	-	-	-	4,173	4224,9	0,01547	1012,4	0,0099	100,7	2351
15	845,3	4,51	1,264	67,66	324,6	0	-	-	-	4,187			1009,1	0,0099	101	2301
14,5	845,7	4,53	1,262	67,19	322,9	0,031	3,24	1,185	0,4212	4,199			1006,1	0,0099	101,3	2250
14	846,2	4,54	1,26	66,70	321,3	0,076	3,048	1,179	0,3962	4,197			1006,6	0,0099	101,3	2199
13,5	846,6	4,55	1,257	66,19	319,7	0,082	2,939	1,173	0,3821	4,194			1007,3	0,0099	101,2	2149
13	847,1	4,57	1,254	65,67	318,0	0,574	2,83	1,167	0,3679	4,193			1007,6	0,0099	101,2	2098
12,5	847,5	4,58	1,25	65,12	316,4	1,078	2,721	1,161	0,3537	4,191			1008,2	0,0099	101,1	2048
12	848,0	4,6	1,246	64,55	314,8	1,598	2,613	1,155	0,3397	4,188			1008,8	0,0099	101	1997
11,5	848,6	4,61	1,241	63,96	313,1	2,134	2,504	1,149	0,3255	4,185			1009,6	0,0099	101	1947
11	849,1	4,63	1,236	63,34	311,5	2,686	2,395	1,143	0,3114	4,182			1010,3	0,0099	100,9	1896
10,5	849,7	4,65	1,23	62,69	309,9	3,258	2,286	1,137	0,2972	4,177			1011,4	0,0099	100,8	1846
10	850,2	4,67	1,224	62,01	308,2	3,849	2,177	1,131	0,2830	4,173			1012,4	0,0099	100,7	1795
9,5	850,9	4,69	1,217	61,29	306,6	4,462	2,068	1,125	0,2688	4,168			1013,6	0,0099	100,6	1745
9	851,5	4,71	1,21	60,54	304,9	5,104	1,959	1,119	0,2547	4,163			1014,8	0,0100	100,5	1695
8,5	852,2	4,73	1,202	59,74	303,3	5,77	1,851	1,113	0,2406	4,157			1016,3	0,0100	100,3	1644
8	852,9	4,75	1,194	58,90	301,7	6,471	1,742	1,107	0,2265	4,151			1017,7	0,0100	100,2	1594
7,5	853,7	4,78	1,185	58,00	300,0	7,203	1,633	1,101	0,2123	4,144			1019,4	0,0100	100	1544
7	854,6	4,8	1,176	57,04	298,4	7,974	1,524	1,095	0,1981	4,138			1021,1	0,0100	99,8	1494
6,5	855,5	4,83	1,166	56,00	296,8	8,804	1,415	1,089	0,3990	4,162			1015,2	0,0100	100,4	1444
6	856,4	4,86	1,156	54,89	295,1	9,672	1,306	1,083	0,4486	4,171			1012,9	0,0099	100,6	1394
5,5	857,5	4,9	1,145	53,67	293,5	10,607	1,197	1,077	0,5000	4,186			1009,4	0,0099	101	1344
5	858,6	4,93	1,134	52,35	291,9	11,606	1,089	1,071	0,5522	4,208			1004	0,0098	101,5	1293
4,5	859,9	4,97	1,122	50,88	290,2	12,69	0,98	1,065	0,6056	4,241			996,3	0,0098	102,3	1242
4	861,3	5,02	1,11	49,23	288,6	13,883	0,871	1,059	0,6589	4,289			985,1	0,0097	103,5	1191
3,5	862,9	5,07	1,097	47,37	286,9	15,196	0,762	1,053	0,7114	4,359			969,3	0,0095	105,2	1138
3	864,8	5,13	1,084	45,22	285,3	16,68	0,653	1,047	0,7625	4,464			946,4	0,0093	107,7	1085
2,5	867,0	5,19	1,07	42,68	283,7	18,37	0,544	1,041	0,8114	4,627			913,2	0,0090	111,6	1030
2	869,7	5,28	1,056	39,57	282,0	20,356	0,435	1,035	0,8576	4,895			863,2	0,0085	118,1	973

Строим график распределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:

2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы

Расчёты оптимального, допускаемого и предельного давлений на приёме насоса

Оптимальным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество газа, попадание которого в насос не влечёт за собой отклонений реальных характеристик от стендовых при максимальном (h); оно определяется по эмпирическим формулам и при

Допускаемым называется давление, при котором попадание свободного газа в ЭЦН приводит к отклонению реальных характеристик от стендовых, однако устойчивая работа насоса обеспечивается при допустимых h.

При

Предельным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи, когда h = 0; определяется по формуле

Рассчитанные

имеют максимальное значение, поскольку формулы выведены из предположения, что коэффициент сепарации газа на приёме насоса равен нулю, и весь свободный газ попадает в насос. Если же какое-то количество газа отделяется у приёма насоса, то эти давления будут ниже максимальных. Величинами определяется глубина спуска насоса и, следовательно, расходы труб, материалов, электроэнергии и т.д.

Глубина погружения насоса должна соответствовать зоне оптимального содержания газа в жидкости; приблизительно её можно определить по формуле

Глубина спуска насоса Lн=1760 м.

Необходимый напор ЦН определяется из уравнения условной характеристики скважины

- высота, соответствующая депрессии на пласт при показателе степени в уравнении притока жидкости, равном единице,

потери напора за счёт трения движущейся жидкости в НКТ, определяемые по формуле

Подбор насоса ведётся в зависимости от дебита скважины и необходимого напора, а также диаметра эксплуатационной колонны.

Для рассматриваемой скважины приемлем насос УЭЦНД5-30-1600 с числом рабочих ступеней

.

Для подвода электроэнергии к электродвигателю используется кабель плоского сечения марки КПБК3×35 с площадью сечения жилы 35 мм2. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём и к.п.д. установки.

Потери электроэнергии в кабеле КПБК3×35 длиной 100 м определяются по формуле:

где

– сила тока в статоре электродвигателя;

R – сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по формуле

где

площадь сечения жилы кабеля, – удельное сопротивление при средней температуре в скважине, определяемое по формуле

где

Ом×мм2/м – удельное сопротивление меди при Т = 293К;

– температурный коэффициент для меди; тогда ,

.

Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса, увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции управления

Общие потери электрической мощности в кабеле составят