води.
Весь комплекс заходів дозволить витягти з надр до кінця розробки в цілому по Мордовоозерскому родовищу 10263,7 тис. т. нафти і досягти КІН 0,291, при загальному проектному фонді в 261 свердловину і фонді для буріння 231 свердловину.
8. Розрахунки
Вибір обладнання та режиму роботи установок заглибних відцентрових електронасосів (ПЦЕН)
Вихідні дані.
. Глибина свердловини Lc=1331 м;
. Рівень статичний Hcт=82 м;
. Рівень динамічний hд=391 м;
. Коефіцієнт продуктивності K=7,09 м 3/сут атм;
. Планований дебіт по рідини Qж ст=220 м 3/сут
. Дебіт по нафті Qн=3,9 т/добу;
. Вміст води в продукції В=0,98;
. Газовий фактор Г=9,8 м 3/м 3;
. Інтервал перфорації: 1325,6-1331 м;
. Тиск пластовий Pпл=12,47 Мпа;
. Тиск насичення Pнас=5,5 МПа;
. Тиск на гирлі Py=1,1 MПа;
. Щільність нафти qн=910 кг/м 3;
. Щільність газу qг=1,202 кг/м 3;
. Щільність води 1,125 кг/м 3;
. Вміст азоту ya=0, 214;
. Вміст метану ym=0,158;
. Температура пластова T=293K;
. В'язкість води мкВ=1мПаС;
. В'язкість нафти ?н=4,606 мПас;
. В'язкість рідини ?ж=2 мПас;
. Молярна маса газу М=50,75;
. Об'ємний коефіцієнт нафти вн=1,033;
. Об'ємний коефіцієнт води вв=1,02.
. Вибір глибини занурення і розрахунок сепарації газу у прийому насоса.
Глибина спуску електроцентробежного насоса в свердловину визначається по кривих зміни тиску в стовбурі свердловини. Основним критерієм для вибору глибини занурення насоса є газосодержание на його прийомі.
. 1. Визначаємо щільність суміші на ділянці забій свердловини - прийом насоса з урахуванням спрощень:
r см=([r в b + r н (1-b)] (1-Г) + r г Г
=[1020 * 0.7 + 860 * (1 - 0.7)] (1-0.15) + 1.05 * 0.15=826,4
де r н - щільність сепарований нафти, кг/куб.м
r в - щільність пластової води,
r г - щільність газу в стандартних умовах;
Г- текущее об'ємне газосодержание; обводненість пластової рідини
. 2. Визначаємо забійні тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:
Рзаб=Рпл - Q/Kпрод=16,0 - 92/18=10,9Мпа.
де Рпл - пластовий тиск;-задає дебіт свердловини; прод - коефіцієнт продуктивності свердловини.
. Визначення необхідного напору насоса
. 1. Глибина розташування динамічного рівня, м
Ндін=Lскв - Pзаб/r см g=1890 - 10,9 * 106/826,4 * 9,81=545,5 м
2.2. Тиск на прийомі насоса, при якому газосодержание не перевищує гранично-допустимий, МПа
Р пр=(1 - Г) Рнас=(1 - 0,15) 8,3=7,05 Мпа
. 3. Глибина підвіски насоса, м
=Ндін + Pпр/r см g=545,5 + 7,05 * 106/826,4 * 9,81=1414,1 м.
. 6. Температура пластової рідини на прийомі насоса, С
=Tпл - - (Lскв - L) * Gт=97 - (1890 - 1414,1) * 0,02=87,5С
. 7. Об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос
*=b + (1-b) [1 + (B - 1)? Pпр/Pнас=0,7 + (1-0,7) * [1+ (1,15-1) * *? 7,06/8,3]=1,034
. 8. Дебіт рідини на вході в насос, куб.м/сут
пр=Q * B *=92 * 1,034=95,128 куб.м/сут
. 9. Об'ємне кількість вільного газу на вході в насос, куб.м
пр=G * (1-b) * [1- (Pпр/Рнас)]=62 (1-0.7) [1- (7,06/8,3)]=2, 8 куб.м
. 10. Газосодержание на вході в насос
b вх=1/[((1 + Рпр * 10-5) В *)/Gпр + + 1]=1/[((1 + 70,5) * 1,034)/9 , 26 +1]=0,111 1.11. Витрата газу на вході в насос
г.пр=(1-b) * Qпр b вх/(1 - b вх)=(1-0,7) * 95,128 * 0,111/(1-0,111)=3,56
. 12. Обчислюємо наведену швидкість газу в перерізі обсадної колони на вході в насос:
=Qг.пр.с/f cкв=3,56/24 * 60 * 60 * 0,785 * (0,1282 - 0,0962)=0,68 см/с
