Выбрать компоновку УСШН для следующих условий: Таблица 1 Параметры Глубина скважины Lc,м 1688 Забойное давление Рзаб, МПа 13,6 Планируемый дебит

Выбрать компоновку УСШН для следующих условий: Таблица 1 Параметры Глубина скважины Lc,м 1688 Забойное давление Рзаб, МПа 13,6 Планируемый дебит жидкости Qжид., м3/сут 43 Планируемый дебит нефти Qнд, м3/сут 10,4 Объемная обводненность продукции В 0,75 Плотность дегаз. нефти ρнд, кг/м3 865 Плотность дегаз. воды ρв, кг/м3 1186 Плотность газа в станд.усл. ρг, кг/м3 1,43 Вязкость нефти νн, м2/с 4,3· 10-6 Вязкость воды νв, м2/с 8,4· 10-7 Давление насыщения Рнас, МПа 9,2 Давление на устье Ру, МПа 1,5 Внутренний диаметр Э/К, м 0,127 Средняя температура в скважине, К 311 Газовый фактор G0, м3/т 43 Объемный коэфф.нефти b н 1,16

1. Оценку давления на приеме выполняем по рекомендации Г.Н. Суханова с учетом обводненности скважины по формуле:
Pпн=0,5+0,3Pнас1-В=0,5+0,3·9,2·1-0,75=1,2 МПа
Где В – обводненность продукции, МПа
2. Для Рпн =1,2 МПа по рисунку 1 определяем глубину спуска насоса: Нн =640 м
Рисунок 1 - Кривая распределения давления 1 – в стволе скважины, 2- в колонне НКТ
3. Прежде чем рассчитывать дебит скважины при Рпн, необходимо вычислить объемный коэффициент нефти при Рпн по формуле:
bнPпн=1+bн-1Pпн-0,1Pнас-0,10,25=1+1,16-11,2-0,19,2-0,10,25=1,09
Где b – объемный коэффициент нефти при Рнас
Рассчитаем объемный коэффициент жидкости:
bжPпн=bнPпн1-В+bвPпнВ=1,091-0,75+1·0,75=1,02
Где bн(Рпн), bв(Рпн) – соответственно объемные коэффициенты нефти и воды (bв(Рпн)=1) при давлении на приеме

.
Определим дебит скважины по жидкости при давлении Рпн у приема:
QжPпн=QндbжPпн1-B=10,4·1,021-0,75=42,4 м3/сут
Где Qжид (Рпн) дебит жидкости на приеме насоса, м3/сут
Qнд (Рпн) дебит дегазированной нефти на приеме насоса, м3/сут
4. Высоту подъема продукции при известных глубине спуска насоса, устьевом давлении и давлении на приеме вычисляем по формуле:
L=Hн-102Pпн-Pу=640-1021,2-1,5=671 м
5