озрахунок за наближеною формулою:
.
. 2 Наявність вільного газу в откачиваемой рідини
Наявність вільного газу в откачиваемой рідини призводить до збільшення стисливості нагнітається середовища і до зниження коефіцієнта подачі насоса. Коефіцієнт подачі насоса повинен бути не менше 0,9. Таке значення коефіцієнта відповідає величині істинного об'ємного газосодержания, тобто
Глибина спуску насоса визначається з використанням кривих розподілу тиску і об'ємного витратного газосодержания при русі рідини по експлуатаційній колоні, розрахованих за пунктом 6.1.
Наближений метод розрахунку глибини спуску насоса передбачає наступний алгоритм.
При прийнятому значенні визначається витратне газосодержание у прийому насоса:
, (127)
де - відносна швидкість газу,
(128)
- обводненість свердловини продукції в поверхневих умовах,% об .;
- швидкість руху рідини,
(129)
Розраховується тиск на прийомі насоса:
(130)
Де - пластовий газовий фактор;
- пластовий коефіцієнт розчинності газу.
Визначається глибина спуску насоса:
(131)
де - густина рідини,
(132)
- щільність пластової нафти і води.
Найбільший коефіцієнт подачі буде при глибині спуску насоса до точки початку виділення газу:
(133)
На практиці бувають випадки відбору нафти при тиску на вибої свердловини нижче тиску насичення. Це вимагає спуску насоса до верхніх дірок перфорації, тобто
Приклад 12. Розрахувати глибину спуску насоса, що забезпечує коефіцієнт подачі насоса. Вихідні дані: обводненість продукції свердловини; відносна швидкість газу; витрата рідини; коефіцієнт продуктивності, коефіцієнт розчинності газу; газовий фактор; пластовий тиск; щільність дегазованої нафти; щільність води.
.
. 3 Наявність піску в продукції свердловини
Пісок надходить з пласта в свердловину разом з рідиною. Це можуть бути дрібні фракції гірської породи (пелітові, алевролітовие) розміром до 40 мкм, при цьому цілісність скелета породи не порушується. При великих депресіях на пласт можливе руйнування скелета породи, тоді виносяться великі частки, зерна піску і навіть конгломерати розміром до 50 мм. Великі фракції зазвичай осідають на вибої свердловини, утворюючи піщані пробки, які знижують продуктивність свердловини. Відповідно, знижується динамічний рівень рідини в свердловині, аж до прийому насоса. Відбувається зрив подачі насоса. Міжремонтний період роботи насоса, в цьому випадку, визначається часом накопичення піщаної пробки на вибої свердловини.
Дрібні фракції піску несуться потоком рідини, особливо вузький нафтою, з вибою свердловини в колону НКТ і далі в викидних лінію. Наявність дрібних фракцій піску в откачиваемой рідини призводить до абразивного зносу насоса, насосно-компресорних труб, арматури гирла свердловини. Крім того, пісок, що міститься у откачиваемой рідини, при зупинці відкачування осідає на насосі і виводить його і електродвигун з ладу. При низьких швидкостях руху рідини в колоні НКТ можливе утворення висячої піщаної пробки, яка ще більшою мірою загрожує працездатності насоса.
Винос дрібних фракцій піску спостерігається в тому випадку, коли градієнт тиску при фільтрації рідини перевищує критичне значення, рівне градієнту сили тяжіння, тобто виконується нерівність:
(134)
- щільність гірської породи ();
- щільність фільтрується рідини (води або нафти). Щоб повністю виключити надходження піску в свердловину, потрібно забезпечити критичний градієнт тиску на стінці свердловини.
Градієнт тиску на стінці свердловини, згідно закону Дарсі, дорівнює:
=, (135)
де W ж - швидкість фільтрації пластової рідини;
? ж - коефіцієнт динамічної в'язкості рідини;
К - коефіцієнт проникності; с - радіус свердловини по долоту.
Висловлюючи швидкість фільтрації через витрата рідини і площа поверхні фільтрації на стінці свердловини і прирівнюючи градієнт тиску критичного, отр...
