Расчетная часть. 
Модернизации конструкции обратного клапана

Гидравлический расчет

Основной принцип подбора погружных центробежных электронасосов к нефтяной скважине состоит в обеспечении нормированного дебита скважины при минимальных затратах, с учетом капитальных и эксплуатационных расходов, а так же надежности оборудования. Исходные данные для расчета принимаем средние по Южно-Сургутскому месторождению.

Таблица 3.1 — Исходные данные для расчета.

1. Определяем удельный вес пластовой жидкости:

(3.1).

где: Yн.с. — удельный вес сепарированной нефти.

Yг — удельный вес газа Гпло — пластовый газовый фактор

Yв — удельный вес воды.

В — объемная обводненность.

Вм — объемный коэффициент нефти.

= 0,984 т/м?.

2. Определяем забойное давление исходя из проектного дебита:

(3.2).

где: Рпл — пластовое давление.

Qж — проектный дебит.

Кпр — коэффициент продуктивности.

= 54,12 кг/см2.

Преобразуя формулу уравнения притока получим потенциальный дебит:

Qпот = Кпр • (Рпл — Рзаб. min), (3.3).

где: Рзаб. min — минимальное забойное давление Рзаб. min = 0,75% Рнас.

Qпот = 0,34 • (260 — 51) = 71,06м3/сут.

В дальнейшем, выбирая насос, мы можем варьировать величину проектного дебита в пределах 70 — 72 м3/сут. не забывая при этом, что забойное давление будет изменяться от 54,12 до 51 кг/см2.

3. Определяем работу газа в лифте по подъему жидкости.

(3.4).

где: d — диаметр насосно-компрессорных труб, дюймы Гпло — пластовый газовый фактор В — объемная обводненность Рб — буферное давление.

Значение находим из графика после вычисления.

= 23,52 м.

4. Определяем давление развиваемое насосом при Yвых .= Yвх .= Yпл по формуле:

(3.5).

где: Lф — глубина пласта.

Yпл — удельный вес пластовой жидкости Рзаб — забойное давление При вычислении в расчет берем среднее забойное давление:

= 52,56 атм.

Тогда.

Qж. ср = К • (Рпл — Рзаб. ср) = 0,34 • (260−52,56).

Qж.ср = 70,53 м3/сут.

кг/см2.

Прежде, чем продолжить расчеты выберем насос, удовлетворяющий граничным условиям полученным при предыдущих расчетах:

Qпот = 71,06 м3/сут, при Рзаб. min = 51кг/см2.

Рн = 203,6 кг/см2.

Qпроект = 70 м3/сут., при Рзаб = 54,12 кг/см2.

Таким условиям наиболее полно удовлетворяет ЭЦНМ5−50−1550.

5. Определим коэффициент давления Кр. по формуле:

(3.6).

где: Рн — давление развиваемое насосом Кn — поправочный коэффициент, учитывающий изменение коэффициента давления в зависимости от числа ступеней.

Yпл — удельный вес пластовой жидкости Рво — оптимальное давление при работе подбираемого насоса на воде.

6. Определяем относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях мерника:

(3.7).

где: qж — относительная подача.

Qж — дебит проектный.

7. Определяем газосодержание на входе в насос:

Ввх = 0,08.

8. Определяем коэффициент М, учитывающий изменение газосодержания, в зависимости от обводненности:

(3.8).

где: Ввх — газосодержание на приеме насоса.

Вм — объемный коэффициент.

в — объемная обводненность.

Гпло — пластовый газовый фактор.

9. Определяем давление на входе в насос:

Рвх = Е • Рнас, (3.9).

где: Рнас — давление насыщения Рвх — 0,38 • 68 = 25,84 кг/см2.

10. Определяем глубину подвески насоса исходя из отсутствия «водяной подушки» на забое:

(3.10).

где: Lф — глубина залегания пласта Рвх — давление на входе в насос Рзаб — забойное давление.

Yпл — удельный вес пластовой жидкости.

11. Определим глубину динамического уровня при установившемся режиме откачки, когда будет откачена вся задавочная жидкость, а выше приема насоса установится столб газированной нефти:

(3.11).

где: Lп — глубина подвески насоса.

Рвх — давление на входе в насос.

Yнг — удельный вес газированной нефти.

(Расчеты произведены для вертикальных скважин).