Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Е.Ф. Захарова, А.И. Павлова

 

 

Технологии ППД в добыче нефти

 

Методическое пособие

по проведению практических занятий

 

по дисциплине «Технологии ППД в добыче нефти»

 

для студентов, обучающихся по специальности 130503. 65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм обучения

 

 

Альметьевск 2010

УДК 622 276

3 – 38

Захарова Е.Ф. Павлова А. И.

Методическое пособие по проведению практических занятий по дисциплине «Технологии ППД в добыче нефти» для студентов, обучающихся по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» всех форм обучения. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 117 с.

 

Знание основ «Технологии ППД в добыче нефти» необходимо специалистам в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

В методическом пособии приведены основные типовые задачи по профилирующей дисциплине «Технологии ППД в добыче нефти», цель которого – приобрести навыки применения полученных знаний при изучении специального курса для решения конкретных практических задач добычи нефти.

 

 

Печатается по решению учебно - методического совета АГНИ

 

Рецензент:

Бурханов Р.Р. – к.г-м.н., доцент, зав. кафедрой геологии Альметьевского государственного нефтяного института

Егорова Н.В. - геолог технологического отдела разработки нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Елховнефть»

 

 

© Альметьевский государственный

нефтяной институт, 2009

СОДЕРЖАНИЕ

1. Традиционные требования к системе ППД…..……….…...
1.1. Свойства закачиваемых вод…………………………………………….
1.2. Основные характеристики ППД заводнением ………………….…….
1.3. Межскважинная перекачка системы ППД………………..……...……
1.4. Одновременно-раздельная закачкажидкости в пласты……………...
1.5. Очистка призабойной зоны скважины методом динамического излива…………………………………………….………………………
2. Современные требования ППД…………………………………
Список использованной литературы……………………….………..……..

 

1. Традиционные требования к системе ППД

 

Среди основных методов искусственного воздействия на пласт наибольшее распространение получили гидрогазодинамические методы, связанные с управлением величиной пластового давления путем закачки в залежь различных флюидов. Сегодня более 90% добываемой в России нефти связано с методами регулирования пластового давления путем закачки в залежь воды, называемыми методами поддержания пластового давления (ППД) заводнением.

Основным вопросом при реализации заводнения является вопрос выбора источников водоснабжения. В качестве таких источников используются открытые водоемы (озера, реки, моря), грунтовые и подрусловые воды, глубинные воды, а также сточные промысловые и ливневые воды.

Система водоснабжения и объем добываемой воды зависят от источника и стадии разработки месторождения.

Важным вопросом при любой системе водоснабжения является подготовка воды до требуемых кондиций, при этом сточные воды требуют специальной очистки от нефти. Естественно, это делает систему более сложной и дорогой.

Большое значение при закачке вод имеет их совместимость пластовой водой; в противном случае в пласте могут образоваться и выпадать в осадок труднорастворимые соли. Общие требования к закачиваемой воде следующие:

— ограниченное содержание механических примесей (количество взвешенных частиц - КВЧ) и соединений железа;

— отсутствие сероводорода и углекислоты с целью избежания коррозии оборудования;

— отсутствие органических примесей (бактерий, водорослей и т.п.)

— химическая совместимость с пластовой водой.

Вышеизложенное свидетельствует о необходимости строгой регламентации качества воды, закачиваемой в пласт, с учетом конкретных свойств пласта.

Количество пластовых сточных вод, добываемых вместе с нефтью и используемых в системе заводнения, обычно обеспечивает потребность для этих целей не более чем на 30-50%, остальные 70 -50% - это пресные, подземные минерализованные и реже - морские воды.

Свойства закачиваемых вод

Ионное произведение воды

t, °С	Кв·1014	t, °С	Кв·1014	t, °С	Кв·1014	t, °С	Кв·1014
	0,112		1,01		9,61
	0,186		1,47
	0,293		2,09
	0,452		2,92
	0,57		4,02
	0,68		5,47

 

Отрицательное значение логарифма концентрации водородных ионов обозначается рН, т.е.

-lg С_Н+ = рН (1.1.2)

(1.1.3)

При 22^°С рН=7, следовательно, водный раствор с помощью рН – характеристики можно будет классифицировать следующим образом:

рН=7 – нейтральный;

рН>7 – щелочной;

рН<7 – кислый.

Растворенные в поверхностных водах газы - это могут быть кислород, углекислота, сероводород, азот и метан.

Углекислота встречается во всех водах и влияет на изменение солевого состава закачиваемой в пласт воды.

Н₂S, O₂, СO₂ содержащиеся в поверхностных водах, вызывают коррозию трубопроводов и насосов, и поэтому количество их должно быть минимальным.

Жесткость природных вод. Жесткостью воды называется суммарная эквивалентная концентрация катионов кальция и магния в воде:

С_жо= (qСа²⁺ +qMg²⁺) (1.1.4)

Эквивалентом ионов Э_и вещества называется их молекулярная масса или часть её, соответствующая единице валентности.

(1.1.5)

Таким образом, чтобы выразить содержание ионов вещества в растворе [мг·экв/кг, мг·экв/л] нужно количество миллиграммов ионов вещества в килограмме или в литре разделить на эквивалент

(1.1.6)

Таблица 1.1.2

Рис.1.1. Изменение давления вдоль линии нагнетания

 

Давление на линии отбора—осредненное (среднеинтегральное) забойное давление на забоях добывающих скважин данного ряда, которое определяет среднюю депрессию между линией нагнетания и линией отбора (рис.1.2)

(1.19)

 

Рис.2.1. Изменение давления вдоль линии отбора

 

Дебит добывающего ряда (рядов) зависит от этой депрессии и увеличивается с ее увеличением. Таким образом, управление процессом выработки запасов может быть осуществлено воздействием на или .

Основным параметром любой системы заводнения является объемный расход нагнетаемой воды Q_наг, соотносимое с объемным расходом извлеченной из объекта разработки продукции Q_изв. При этом необходимо учитывать соотношение давления нагнетания с давлением на естественном контуре питания . Сочетание указанных параметров позволяет принципиально рассматривать следующие варианты:

1. Для объектов с нормальным пластовым давлением Р_пл:

Q_наг = Q_изв (1.20)

=

2. Для объектов с повышенным пластовым давлением (по отношению к гидростатическому):

Q_наг < Q_изв (1.21)

<

что характеризует частичное восполнение объема извлекаемой продукции (а следовательно, и энергии). Другая часть извлекаемой продукции замещается водой из естественной области питания Q_оп:

Q_изв = Q_наг +Q_оп (1.22)

3. Для объектов с пониженным пластовым давлением:

Q_наг >Q_изв (1.23)

>

при этом

Q_наг = Q_изв +Q'_оп (1.24)

где Q'_оп — часть объема нагнетаемой воды, уходящая за контур естественной области питания.

Регулирование выработки запасов, когда извлекаемая продукция замещается нагнетаемой водой, должно осуществляться соответствующим соотношением Q_наг , Q_изв, Q_оп и Q'_оп. Перечисленные объекты необходимо рассматривать при одинаковых термобарических условиях, например, при начальных пластовых условиях.

В общем случае уравнение баланса объемов флюидов, приведенных к начальным пластовым условиям, таково:

Q_наг· b_в = (Q_н·b_н + Q_в ·b'_в + Q_ут ) k (1.25)

Q_наг – объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях,;

b_в – объемный коэффициент нагнетаемой воды, (учитывает увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления)@1, 01);

Q_н – объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти);

b_н – объемный коэффициент нефти, (учитывает расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления). (коэффициент определяется экспериментально на установках РVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам, b @ 1,05 – 1,30);

Q_в - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях;

b'_в - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента пресной воды;

Q_ут – объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки);

k – коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов. Обычно k = 1,1-1,15.

Число нагнетательных скважин и объемный расход нагнетаемой воды связаны следующим очевидным соотношением:

(1.26)

где - средняя приемистость одной нагнетательной скважины, м³/сут.

Эффективность любой системы заводнения зависит от соотношения объема нагнетаемой в залежь воды за определенное время t к объему добытой за это время продукции, которое характеризует компенсацию отбора продукции нагнетаемой водой и называется коэффициентом компенсации т.

Различают коэффициент текущей компенсации т_т, рассчитываемый за единицу времени (сутки, месяц, год и т.д.):

(1.27)

Данный коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени.

Если m_т < 1, то закачка отстает от отбора и следует ожидать падения среднего пластового давления.

Если m_т > 1, то закачка превышает отбор, и давление в пласте должно расти.

Если m_т = 1, должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Интегральным показателем эффективности заводнения является коэффициент накопленной компенсации:

(1.28)

где - суммарный объем закачанной в пласт воды от началазакачки до данного момента времени t, м³;

- суммарный объем отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, с учетом суммарных утечек за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами, м³.

Данный коэффициент показывает степень компенсации накопленного отбора закачкой в данный момент времени.

Если m_н < 1, закачка не скомпенсировала суммарный отбор, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального .

Если m_н > 1, закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное.

Если m_н = 1, закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей, среднее пластовое давление восстанавливается до первоначального давления .

Давление на забое нагнетательной скважины может быть рассчитано по следующей формуле:

(1.29)

где R — расстояние между нагнетательными скважинами, м, R = L/n_наг.

L — длина линии нагнетания, м;

n_наг — число нагнетательных скважин;

r_с — радиус нагнетательной скважины, м;

q_наг. — приемистость нагнетательной скважины, м³/с;

h — толщина пласта, м;

к — проницаемость, м²;

μ — вязкость воды, Па∙с;

b_в — объемный коэффициент для воды;

φ— коэффициент гидродинамического совершенства нагнетательной скважины.

Давление на устье нагнетательной скважины зависит от различных технических, технологических, геологических и экономических факторов: КПД насосных агрегатов, коэффициент приемистости скважины, стоимость одного кВт-ч электроэнергии, удельный расход электроэнергии, давление на линии нагнетания, глубина скважины, режим закачки воды.

Для расчета этого давления можно использовать следующую зависимость:

Р_у.наг. = Р_заб.н. - ρ_в ·g·Н + Р_тр (1.30)

где ρ_в — плотность закачиваемой воды, кг/м³;

Н — глубина скважины, м;

Р_тр. — потери на трение, Па.

Необходимый напор насоса определяется по следующей формуле.

(1.31)

где ρ - плотность воды, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Решение.

Давление нагнетания (на выкиде насосов) определяется по формуле А.П. Крылова

(1.32)

Подставляя в (2.32) заданные значения величин, имеем

 

 

Решение.

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям,

Объем свободного газа в пластовых условиях

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

Приемистость нагнетательных скважин составит

или

Количество нагнетательных скважин

Следовательно, для закачки потребного количества воды необходимо иметь две нагнетательные скважины.

Решение.

Скважину исследовали методом восстановления давления. Вначале она работала с расходом воды Q₁ = 560 м³/ сут. Затем режим работы изменили, прикрыв задвижку, и расход нагнетаемой воды уменьшился до 340 м³/ сут. При этом велось наблюдение за изменением давления на устье скважины во времени (табл. 1.4).

Таблица 1.4.

Решение.

Гидравлические потери напора на трение при движении воды в трубопроводах определяются по формуле

(1.35)

где l - коэффициент гидравлических сопротивлений; r - плотность воды, кг/м³; L – длина трубопровода, м; d – диаметр трубопровода, м; – скорость движения воды в трубопроводе

(1.36)

где Q – количество нагнетаемой воды, м³/сут.

Скорость движения воды в наземном трубопроводе по формуле (1.37) равна

Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений l найдем значение Rе

следовательно, режим движения ламинарный, поэтому

Потери напора на трение по формуле (1.35) составляют

Скорость движения воды в колонне диаметром 76 мм по формуле (1.36)

Число Рейнольдса

следовательно, режим движения турбулентный, поэтому

Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (1.35)

Суммарные потери напора составят

Рис. 1.3.1. Схема МСП – ППД «прямая закачка» с ЭЦН

1 – водозаборная (добывающая) скважина; 2 – погружной электроцентробежный насос (ЭЦН); 3 – нагнетательная скважина; 4 – расходомер; 5 – пакер; 6 – АКЖ

Суммарные потери напора от водоносного до нефтеносного пласта можно выразить формулой:

(1.3.1)

где ∑∆Н - суммарные потери напора от водоносного до нефтеносного пласта,м;

∆Н_доб – потери напора на подъем пластовой воды из водозаборной (добывающей) скважины, м;

∆Н_вод - гидравлические потери в сети разводящих водоводов от водозаборной скважины до нагнетательных скважин, м;

∆Н_наг - потери напора при нагнетании воды в нефтеносный пласт через нагнетательную скважину, м.

Гидравлические потери на подъем пластовой воды из водозаборной скважины складываются из потери напора на преодоление гидростатического столба воды и сопротивлений в трубах НКТ.

Потери напора на подъем пластовой воды (∆Н_доб) определяются из уравнения условной характеристики водозаборной (добывающей) скважины:

∆Н_доб = Н_ДИН +h _ДИН + h^В _НКТ + h^В _М, (1.3.2)

где Н_ДИН – динамический уровень, м;

h_ДИН - погружение насоса под динамический уровень, м;

h^В _НКТ - напор, теряемый на трение при движении пластовой воды в трубах НКТ от насоса до устья, м;

h^В _М – напор, теряемый на местные сопротивления при движении пластовой воды в трубах НКТ от насоса до устья, м.

Так как водоводы в системе ППД относятся к длинным трубопроводам, в которых потери напора на трение по длине намного превышают местные потери напора, то без особого ущерба точности расчета, можно их принять ориентировочно равными 5 - 10 % от потерь напора на трение [15]. Приняв среднее значение (7,5 %), можно пользоваться формулой:

∆Н_доб = Н_ДИН + h _ДИН + 1,075 h^В _НКТ , (1.3.3)

Динамический уровень (Н_ДИН, м) определится из уравнения:

(1.3.4)

где – геодезическая отметка устья водозаборной скважины, м;

– геодезическая отметка водоносного пласта, м;

Р_заб – забойное давление, Па;

Р_зат – затрубное давление, Па;

ρ – плотность пластовой воды, кг / м³;

g – ускорение свободного падения, м / с².

Забойное давление определится по формуле:

Р_заб = Р_Д – , (1.3.5)

где Р_Д – пластовое давление, Па;

Q – дебит скважины, м³ / с;

К_ПРОД – коэффициент продуктивности скважины, м³ / сут∙Па.

Глубина подвески насоса (L_Н, м) определяется из выражения:

L_Н = Н_ДИН + h_ДИН, (1.3.6)

где Н_ДИН – динамический уровень, м;

h_ДИН – глубина погружения насоса под динамический уровень, м.

Глубина погружения насоса под динамический уровень (h_ДИН, м) зависит от содержания газа в пластовой воде. Обычным средством против вредного влияния газа на производительность насоса является увеличение погружения насоса под динамический уровень. При этом исходят из того, что чем больше погружение, тем большая часть газа в пластовой воде находится в растворенном состоянии.

Глубина погружения насоса под динамический уровень определится по формуле:

(1.3.7)

где Р_пр – давление на приеме насоса, Па;

g – ускорение свободного падения, м / с²;

ρ – плотность воды, кг / м³.

Давление на приеме насоса (Р_пр, Па), при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно – допустимое для данного региона и данного типа насоса определится по формуле [16]:

Р_пр = (1 – Г) Р_нас, (1.3.8)

где Г – газосодержание, % масс;

Р_нас – давление насыщения газа в пластовой воде, Па.

Напор, теряемый на трение при движении пластовой воды в трубах НКТ от насоса до устья (h^В _НКТ, м) определится по формуле [17]:

(1.3.9)

где λ – коэффициент сопротивления трения по длине;

L_Н– глубина подвески насоса, м;

= Q /0,785 d ²_вн – средняя скорость движения воды, м/с;

d_вн = d_н - 2δ – внутренний диаметр трубы НКТ, м;

d_н – наружный диаметр трубы НКТ, м;

δ – толщина стенки трубы НКТ, м;

g – ускорение свободного падения, м / с².

Для черных труб НКТ коэффициент сопротивления трения по длине λ при средней скорости движения воды ≥ 1,2 м/с рассчитывается по формуле [17]:

(1.3.10)

где d_вн – внутренний диаметр трубы, м.

Для черных труб НКТ коэффициент сопротивления трения по длине λ при средней скорости движения воды < 1,2 м/с рассчитывается по формуле [17]:

(1.3.11)

где - средняя скорость движения воды, м/с.

Для определения величины λ для труб НКТ, футерованных полиэтиленом, с полимерным покрытием и из стеклопластика, можно применить формулу [17]:

(1.3.12)

Внутренний диаметр труб (d_вн, м) можно предварительно определить по формуле [18]:

d_вн = (0,8 – 1,2) Q ^0,42 , (1.3.13)

где Q – расход жидкости в НКТ, м³/с.

Принимается близкое значение расчетной величины d_вн к применяемым трубам НКТ по условию прочности и возможности размещения труб в скважине (с учетом соединительных муфт и кабеля).

Гидравлические потери в сети разводящих водоводов от водозаборной скважины до нагнетательных скважин (∆Н_вод, м) можно выразить формулой:

∆ Н_вод = 1,075 ∑ Н_{Л i} + Н_{Г i},(1.3.14)

где ∑ Н_{Л i} – суммарные линейные потери напора по длине трубопровода, м;

Н_{Г i} – потери напора от гидростатического противодавления (влияние разности высот между начальными и конечными точками трубопровода),м.

Линейные потери напора по длине участка трубопровода (Н_{Л i} , м) определятся по формуле:

Н_{Л i} = (1.3.15)

где λ – коэффициент сопротивления трения по длине;

L_труб – длина участка трубопровода, м;

= Q / 0,785 d ²_труб – средняя скорость движения воды, м/с;

Q – расход воды, м³/с;

d_труб = D_труб - 2δ – внутренний диаметр участка трубопровода, м;

D_труб – наружный диаметр участка трубопровода, м;

δ – толщина стенки трубы, м;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Коэффициент сопротивления трения по длине λ определится в зависимости от конструктивного исполнения труб по формулам (1.3.10), (1.3.11), (1.3.12).

Гидравлические потери при нагнетании воды в нефтеносный пласт через нагнетательную скважину складываются из потерь давления на гидравлические сопротивления в трубах НКТ и при нагнетании воды в продуктивный пласт.

Давление (Р^Н_УСТ, Па), затрачиваемое на закачку воды в пласт через нагнетательную скважину, определится по формуле:

Р^Н_УСТ = (1.3.16)

где Р_зб – забойное давление, Па;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ- плотность воды, кг/м³;

z – геодезическая отметка устья нагнетательной скважины, м;

z_ПЛ – геодезическая отметка продуктивного горизонта, м;

h^н _НКТ – напор, теряемый на трение при движении воды в трубах

НКТ, м.

Забойное давление нагнетательной скважины (Р_зб, Па) определится по формуле:

Р_зб = (1.3.17)

где Р^Н _ПЛ – пластовое давление, Па;

Q – объемный секундный расход закачиваемой воды, м³/с;

К – коэффициент приемистости, м³/(с∙Па).

Напор, затрачиваемый на закачку воды в пласт через нагнетательную

скважину (∆Н_наг, м) при известном устьевом давлении, определится по формуле:

∆Н_наг = , (1.3.18)

где – давление, затрачиваемое на закачку воды в пласт через

нагнетательную скважину, Па;

ρ- плотность воды, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Напор (h^н _НКТ, м), теряемый на трение при движении воды в трубах НКТ нагнетательной скважины, определится по формуле:

(1.3.19)

где λ – коэффициент сопротивления трения по длине рассчитывается с учетом конструктивного исполнения труб по формулам (1.3.10), (1.3.11), (1.3.12);

L^Н _НКТ– длина колонны НКТ, м;

= Q /0,785 d ²_вн – средняя скорость движения воды, м/с;

d_вн = d_н - 2δ – внутренний диаметр трубы НКТ, м;

d_н – наружный диаметр трубы НКТ, м;

δ – толщина стенки трубы НКТ, м;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Внутренний диаметр труб (d_вн, м) определяется по формуле (1.3.13).

Основным управляющим параметром процесса межскважинной перекачки является требуемое значение напора (Н_вык.л) или перепада давления (∆Р_вык.л) на выкидной линии водозаборной скважины.

Для схемы на рис. 1.3.1 (работа водозаборной скважины на одну нагнетательную скважину) требуемое значение напора на выкидной линии водозаборной скважины (Н_вык.л, м) определится по формуле:

Н_вык.л = 1,075 Н_Л + (Z – Z_в) + ∆Н_наг , (1.3.20)

где Н_Л – линейные потери по длине трубопровода, м;

Z – геодезическая отметка устья нагнетательной скважины, м;

Z_в– геодезическая отметка устья водозаборной скважины, м;

∆Н_наг – напор, затрачиваемый на закачку воды в пласт через

нагнетательную скважину, м.

Потери напора от нагнетательной скважины до насоса (∆Н_Н, м) определятся по формуле:

∆Н_Н = Н_вык.л + ∆Н_доб , (1.3.21)

где Н_вык.л – требуемое значение напора на выкидной линии водозаборной

скважины, м;

∆Н_доб – потери напора на подъем пластовой воды из водозаборной

скважины, м.

Требуемое значение напора на выкидной линии водозаборной скважины (Н_вык.л), работающей на несколько нагнетательных скважин, определяется в следующей последовательности.

При известных данных по нагнетательным скважинам (Q_i, Р_{ПЛ i}, К, ρ, z_{i ,} z_плi,) по формулам (1.3.16), (1.3.18) определяется напор (Ну i) на устье i-ых нагнетательных скважин (рис. 1.3.2).

Производится расчет трубопроводной распределительной сети. Рассчитываются трубопроводные линии 1-4, 1-5, 1-6 в направлении, противоположном течению жидкости от каждой нагнетательной скважины до водозаборной скважины с определением напора на выкидной линии водозаборной скважины. Трубопроводная линия 1-4 состоит из участков 1-2, 2-3, 3-4, линия 1-5 состоит из участков 1-2, 2-5, линия 1-6 из участков 1-2, 2-3, 3-6. При расчете участков известными являются расходы (заданные суточные объемы закачки в каждую нагнетательную скважину). Для конечного участка 3-4 линии 1-4 напор равен Н_{у i=4} = Р^Н_{УСТ i=4} / ρ g. Так как для участка 3-4 не известен диаметр труб, то ориентировочно внутренний диаметр труб (d_вн, м) определится при известном расходе Q_i=4 = Q_i=3-4 по формуле (1.3.13).

 

Рис. 1.3.2. Схема системы МСП – ППД с распределительной сетью

1 – водозаборная скважина; 2, 3 – узловые точки трубопроводной сети; 4, 5, 6 – нагнетательные скважины; Q – дебит водозаборной скважины; Р_Д – пластовое давление в водозаборной скважине; K – коэффициент продуктивности водозаборной скважины; H_вык.л – требуемый напор на выкидной линии водозаборной скважины; Z_ПЛ i - геодезическая отметка продуктивного пласта в i-ой нагнетательной скважине; Zi – геодезическая отметка устья i-ой скважины или узловой точки сети; Z_ПЛ.В - геодезическая отметка водоносного пласта; Q_i - объем закачки в i-ую скважину; H_i - напор в i-ой узловой точке трубопроводной сети; Н_{у i} - напор на устье i-ой нагнетательной скважины; Р_{пл i} - пластовое давление в i-ой нагнетательной скважине; K_i – коэффициент приемистости i-ой нагнетательной скважины; d_{ВН i} - внутренний диаметр i-ого участка трубопроводной сети; L_i - длина i-ого участка трубопроводной сети

 

Предварительно приняв среднее значение d_{вн i=3-4} труб, но с выполнением условия d_{вн i} ≥ 50 мм [19], или близкое значение расчетной величины d_{вн i=3-4} к применяемым трубам в ППД, а также конструктивное исполнение трубы (черная, МПТ, ППТ), и зная длину участка L_i=3-4, определяются потери напора на участке 3-4 с использованием формул (1.3.14), (1.3.15):

h_i=3-4 = 1,075 + (z_i=4 - z_i=3) (1.3.22)

Аналогично рассчитываются потери напора h_i=2-3 на участке 2-3, расход на котором равен Q_i=2-3 = Q_i=3-6 + Q_i=3-4, затем потери напора h_i=1-2 на участке 1-2, с расходом Q_i=1-2 = Q_i=2-3 + Q_i=2-5. Требуемый напор на выкидной линии водозаборной скважины (Н_вык.л) для обеспечения закачки Q_i=4 в нагнетательную скважину 4 определится из выражения:

Н_{вык. л i=1-4} = Н_{у i=4} + h_i=3-4 + h_i=2-3 + h_i=1-2. (1.3.23)

В той же последовательности определяются Н_{вык. л i=1-5}, Н_{вык. л i=1-6}. Для дальнейшего расчета принимается наибольшее значение Н^max _вык.лiиз рассчитанных напоров по всем трубопроводным линиям. По принятому наибольшему напору уточняются напоры на устьях нагнетательных скважин по линиям, где получены меньшие значения Н_{вык. лi}. Расчет уточненных напоров производится по трубопроводным линиям от водозаборной скважины. По разнице уточненного значения напора и ранее полученного напора при предварительном расчете подбирается штуцер. По наибольшему расчетному значению напора на выкидной линии водозаборной скважины Н^max _вык.лi и потери напора на подъем пластовой воды из водозаборной скважины ∆Н_доб определяются потери напора от нагнетательной скважины до насоса по формуле (1.3.21).

При известной расчетной величине подвески насоса L_Н (формула 1.3.6) определяется развиваемый водоносным пластом подпор (Н_ВХ, м) на входе в насос по формуле:

, (1.3.24)

где Р_З – забойное давление, Па;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

ρ- плотность воды, кг/м³;

z_В – геодезическая отметка устья водозаборной скважины, м;

z_{ПЛ. В} – геодезическая отметка водоносного пласта, м;

L_H – глубина подвески насоса, м;

h^В _К – потери на трение при движении воды в обсадных трубах, м.

Потери на трение (h^В _К, м) при движении воды в обсадной колонне на участке от пласта до насоса определятся по формуле:

, (1.3.25)

где λ – коэффициент сопротивления трения по длине (формулы 1.3.10;

1.3.11);

z_В – геодезическая отметка устья водозаборной скважины, м;

z_{ПЛ. В} – геодезическая отметка водоносного пласта, м;

L_Н– глубина подвески насоса, м;

_К = Q /0,785 d ²_вн – средняя скорость движения воды, м/с;

d_вн = d_н - 2δ – внутренний диаметр обсадной трубы, м;

d_н – наружный диаметр обсадной трубы, м;

δ – толщина стенки обсадной трубы, м;

g – ускорение свободного падения, м/с².

Требуемый напор насоса (Н_Н , м) определится по формуле:

Н_Н = ∆Н_Н - Н_ВХ , (1.3.26)

где ∆Н_Н – потери напора от нагнетательной скважины до насоса, м;

Н_ВХ – подпор на входе в насос, м.

Из ряда погружных насосов ЭЦН по рабочей характеристике (представляется в сопроводительной документации на насос в графическом виде) или по уравнению напорной характеристики насоса в рабочей зоне:

Н_НАС = φ₀ + φ₁ Q_i + φ₂ Q_i ², (1.3.27)

где - φ₀, φ_1, φ₂ – коэффициенты(значения коэффициентов ряда насосов