justify"> Де f cкв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса.
. 13. Істинне газосодержание на вході в насос
j=b вх/[1 + (Cп/C) b вх]=0,111/[1+ (0,16 * 0,11/0,68)]=0,108
. 14 Визначаємо роботу газу на ділянці забій-прийом насоса :
г1=Pнас {[1/(1 - 0,4 j)] - 1}=8,3 {[1/1-0,4 * 0,108)] - 1}=0,373МПА.
. 15. Коефіцієнт сепарації газу на вході в насос
=1/[1 + (6.02 Qпр.с/fскв)]=1/[1 + 6,02 * 95,128/24 * 3600 * 0,785 * (0,1282 - - 0,0962 )=0,4597
. 16. Відносна подача рідини
=Qж.пр/QоB=95,128/86=1,106
1.17. Відносна подача на вході в насос у відповідній щей точці водяній характеристики насоса
пр=Qж.пр/QоB KQ n=95,128/86 * 0,954=1,1595
. 18. Газосодержание на прийомі насоса
b пр=b вх (1 - Кс)=0,111 * (1-0,4597)=0,06
. 19. Необхідне число ступенів насоса, шт
=H/hст=661/4,3=153,9.
. 20 Вибираємо стандартне кількість ступенів насоса=196
. 21 ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу та режиму роботи
h=0.8 До hn До hqh ОВ=0,8 * 0,787 * 0,92 * 0,52=0,31
. 31. Потужність насоса, кВт
=P196 * Qс/h=6,13 * 106 * 95,128 */(24 * 3600 * 0,31)=21,79 кВт
. 32. Потужність погружного двигуна, кВт
ПЕД=N/h ПЕД=21,79/0,85=25,63кВт
1.33. Перевіряємо установку на максимально допустиму температуру на прийомі насоса
Т gt; = Lt; [T], 87,5 lt; [90]
Температура на прийомі ПЕД менше допустимої.
. 34. Перевіряємо установку на тепловідвід за мінімально допустимої швидкості охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки погружного агрегату і зовнішньою поверхнею погружного двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку откачиваемой рідини
=Qс/0,785 (D2 - d2)=95,128/24 * 3600 * 0,785 * (0,1282 - - 0,0962)=0,195 -
Що практично дорівнює мінімальній швидкості охолоджуючої рідини
Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на DL=10-100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п.5. Величина DL залежить від наявності часу і можливостей обчислювальної техніки споживача.
Після визначення глибини підвіски насосного агрегату по інклінограмме перевіряється можливість установки насоса на обраної глибині (по темпу набору кривизни на 10 м проходки і по максимальному куту відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину і найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких вимагає особливої ??обережності і малих швидкостей спуску при ПРС.
Література
1. Аміров А.Д., Карапетов К.А. Довідкова книга з поточного та капітального ремонту нафтових і газових свердловин М. Недра, 1979
. Байков Н.М. Лабораторний контроль при видобутку нафти і газу М. Недра, 1983
. Боярчук А.Ф., Кереселідзе В.П. Вивчення особливостей проникнення в колектори вапняно-бітумних розчинів Нафтове господарство, 1983 г. №11.
. Бухаленков Є.І. Довідник з нафтопромислового обладнання М. Недра, 1983
. Вікторин В.Д., лички Н.П. Розробка нафтових родовищ, приурочених до карбонатних колекторам М. Недра, 1980
. Гіматудінов Ш.К. Довідкова книга з видобутку нафти М. Недра, 1980
. Заріпов С.З. Застосування рідин для задавлювання свердловин при їх ремонті Оглядова інформація, серія Техніка та технологія видобутку нафти ВНІІОЕНГ 1981 Випуск 2.
. Крістіан М., Сокіл С., Константінеску А. Збільшення продуктивності та прийомистості свердловин М. Недра, 1985
. Кудінов В.І., Сучков Б.М., Інтенсифікація поточного видобутку нафти " Нафтове господарство 1990 р №7.
. Муслімов Р.Х., Абдулмазітов Р.Г. Удосконалення технології розробки малоефективних нафтових родовищ Татарії Казань Таткнігоіздат 1989
. Орлов Г.А., Мусабіров М.Х. Регламент за технологією глушіння свердловин із зб...
