имуємо формулу для розрахунку критичного дебіту свердловини:
ЖКР=(136)
або Q ЖКР=(137)
де h - товщина пласта; х - коефіцієнт гідропроводності,
х=(138)
Коефіцієнт гідропроводності х можна знайти з коефіцієнта продуктивності:
=(139)
де K прод - коефіцієнт продуктивності, який визначається при обробці даних гідродинамічних досліджень (за індикаторної лінії),
прод=(140)
де? р пл - депресія на пласт,
? р пл=р пл - р заб; р пл і р заб -пластовое і забойное тиску.
При відкачці чистої нафти приймають Q ж=Q н. При відкачці обводненной нафти розрахунок виконують як по нафті, так і по воді. Відповідно, необхідно мати значення коефіцієнта продуктивності по нафті і по воді.
Якщо фактична подача насоса виявляється менше критичного дебіту, то виносу піску і яких-небудь ускладнень, з ним пов'язаних, в роботі насоса не буде. В іншому випадку необхідно передбачати заходи по боротьбі з піском.
Приклад 13. Перевірити умова виносу дрібних фракцій піску з пласта в свердловину.
Вихідні дані: дебіт рідини Q ж=20 м 3/сут .; коефіцієнт продуктивності До прод=40 м 3/сут МПа; щільність породи п=2600 кг/м 3; щільність рідини ж=900 кг/м 3; радіус зони дренування R к=300 м; радіус свердловини по долоту r з=0,1 м.
Коефіцієнт гідропроводності:
==
Критичний дебіт рідини:
ЖКР==
=
Так як Q ж gt; Q ЖКР, буде проявлятися винесення піску з пласта в свердловину. Необхідно передбачити заходи захисту насоса від абразивного зносу.
. 4 Освіта водонафтової емульсії
Деякі нафти при русі з водою утворюють емульсію, в'язкість якої істотно більше в'язкості окремо взятих рідин. Відкачування емульсійної нафти збільшує витрати енергії на її перекачування і знижує коефіцієнт корисної дії насоса. Крім того, збільшується перепад тиску на всмоктуючому клапані насоса, що призводить до додаткового виділення з нафти газу. Емульсійна рідина виносить з вибою свердловини більші частки гірської породи, що підсилює абразивний знос підземного і наземного обладнання.
Можливі два типи емульсії: емульсія вода в нафті (В/Н) і емульсія нафту у воді (Н/В). Тип емульсії оцінюють по об'ємній частці води В і критичної швидкості руху емульсії:
(141)
Якщо В? 0,5 і V ж gt; w екр - емульсія типу (В/Н).
Якщо В? 0,5 і V ж lt; w екр або В gt; 0,5 - емульсія типу (Н/В).
Удавана динамічна в'язкість емульсії визначається, насамперед, її типом.
Для емульсії (В/Н) коефіцієнт динамічної в'язкості емульсії дорівнює:
=(1 + 2,9В)/(1-В), (142)
де, якщо; якщо;
(143)
(144)
Для емульсії типу (Н/В) коефіцієнт динамічної в'язкості дорівнює:
=(145)
Глибина спуску насоса при відкачці емульсійної нафти з вільним газом визначається по кривій розподілу тиску, розрахованої з урахуванням в'язкості відповідного типу емульсії. Розрахунок можна вести по наближених формулах пункту 7.2.
Приклад 14. Визначити тип і в'язкість водонефтяной емульсії.
Вихідні дані: обводненість?? родукції свердловини В=0,4; діаметр експлуатаційної колони d ек=0,15 м; дебіт рідини Q ж=20 м 3/сут .; коефіцієнт динамічної в'язкості води в=0,9 мПас.
Критична швидкість руху емульсії:
.
Так як В lt; 0,5 і V ж lt; W екр, то матиме місце емульсія типу (Н/В). Коефіцієнт динамічної в'язкості емульсії типу (Н/В):
Емульсія типу (Н/В) матиме місце при експлуатації всіх моделей УЕДН5. У керівництві з експлуатації установок УЕДН5 не даються обмеження по в'язкості откачиваемой нафти. Беручи умову, що в'язкість емульсії (Н/В) не повинна бути більше в'язкості нафти, можна визначити мінімально допустиму обводненість свердловини продукції (таблиця 2).
Таблиця 2. Мінімально допустима обводненість свердловини продукції
Коефіцієнт динамічної в'язкості нафти ?н gt; мПас4020105Мінімально допустима обводненість В,% об.50607080
10. Рек...
