Расчет ведется снизу-вверх. Начальное давление P = Pпр0. Начальное значение Lдин0 = Lподв.

1. Истинное газосодержание в затрубном пространстве при давлении P, определяется по формуле:

г = Vгз · Pпр0 / P / w0 / fз, (33)

где fз - площадь межтрубного пространства, м2:

fз =  · (Dэк2-dт2)/4. (34)

2. Плотность газа всплывающего в затрубном пространстве при давлении P, рассчитывается по формуле:

гз = г · P · T0/ (P0· Tпл), (35)

3. Плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве давлении P, рассчитывается по формуле:

см з = гз · г + н · (1 - г). (36)

4. Градиент давления давлении P, определяется по формуле:

(dP/dH)=см з · g · cos() · 10-6 (37)

5. Уменьшаем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

6. Находим новое значение P уменьшая его на значение P, по формуле:

P = (dP/dH) · H. (38)

7. Возвращаемся к пункту 1 раздела 5.7.3

Цикл расчета динамического уровня ведется до тех пор когда: а) значение истинного газосодержания по рассчетам пункта 1 (согласно раздела 5.7.3) становится равным и больше единицы; б) текущее значение давления P равным или меньше атмосферного (0,1 МПа); в) уровень на этапе 5 согласно раздела 5.7.3 уменьшился до нуля.

Полученное на этапе 5 раздела 5.7.3 последнее значение и будет динамическим уровнем при давлении на приеме равном Pпр0.

Значение динамического уровня Lд0 полученное при первой итерации (т.е. при Pпр0, рассчитанном в пункте 1 согласно раздела 5.7.2. ) будет при наличии свободного газа на приеме меньше заданного Lд. Поэтому давление Pпр0 уменьшают и возвращаются к пункту 2 раздела 5.7.3. Значение шага Pпр0 определяется необходимой точность расчета давления, как правило это Pпр0 = 0,1 МПа (1 атм). Можно также использовать переменный шаг для ускорения расчетов: Pпр0 = 0,05 · (Lд - Lд0) · н · g · г·10-6. Расчеты продолжают до тех пор пока расчетное значение динамического уровня Lд0 на очередной итерации станет равно или несколько больше (это зависит от значение шага Pпр0 ) заданного Lд.

Полученной таким образом Pпр0 и будет являться расчетным давлением на приеме насосной установки при заданном динамическом уровне Lд.

5.7.4 Расчет забойного давления

При расчете забойного давления используется давление на приеме полученное в предыдущем разделе. Расчет ведется сверху-вниз от глубины подвески установки до забоя (верхних дыр перфорации).

Начальное давление P = Pпр0. Начальное значение L = Lп.

1. Определяем газовый фактор G, объем свободного газа Vг, плотности свободного (гс*) и растворенного (гр*) газов, остаточную газонасыщенность (Г), объемный коэффициент нефти (bн) и дебит жидкости (Qж) при давлении P (по формулам 16-27 согласно раздела 5.7.3. ) алгоритма расчета давления на приеме).

2. Находим расходное объемное газосодержание при данном давлении P, по формуле:

г = Vг / (Vг +Qж). (39)

3. Определяется относительная скорость газовой фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси определяется по формуле:

wсм=4·(Qж+Vг)/(·Dэк2).

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

jг = г wсм / (wсм +wго). (41)

6. Приведенная плотность газонасыщенной нефти определяется по формуле:

нг* = н*/bн·(1+ 1,293·гр*·10-3· Г). (42)

7. Плотность жидкости определяется по формуле:

ж = н · (1 - B)+в · B. (43)

8. Плотность газожидкостной смеси рассчитывается по формуле:

см = ж · (1-jг) + г · jг.(44)

9. Вязкость нефти при при пластовой температуре определяется по формуле:

нпл = 1 / c · (c · н20)A,(45)

где

b=2,52·10-3 1/°C, c=10 при н20 >1000,

b=1,44·10-3 1/°C, c=100 при 10 £ н20 £1000,

b=0,76·10-3 1/°C, c=1000 при н20 <10;

A=1/( 1+b·(tпл-20)·lg(cн20) ). (46)

10. Вязкость газонасыщенной нефти определяется по формуле:

нг=A·нплB,(47)

где

A = exp(-87,24 · 10-4 · Г* + 12,9 ·10-6 · (Г*)2); (48)

B = exp(-47,11 · 10-4 · Г* + 8,3 ·10-6 · (Г*)2); (49)

Г* - газонасыщенность нефти объемная при 15°С и атмосферном давлении в м3/м3, которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Г* = 0,983 · (1+5 · н )· н · G0 · 10-3, (50)

где н = 10-3 · 2,638 · (1,169-н*) при 0,78£ н£0,86, (51)

н = 10-3 · 1,975 · (1,272-н*) при 0,86< н£0,96; (52)

10. Вязкость водонефтяной эмульсии

Находим критическую скорость, по формуле:

wкр = 0,064 · 56B (g · Dэк)1/2 (53)

Если обводненность B £ 0,5 и скорость смеси wсм > wкр, то тип эмульсии - "вода в нефти" и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

wсд = 8 · wсм / Dэк, (54)

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 · B2) / wсд 0,48 · B (55)

Если A>1, то см = A ·нг · (1 + 2,9 · B) / (1 - B). (56)

Если A£1, то см = нг · (1 + 2,9 · B) / (1 - B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси wсм < wкр, то тип эмульсии - "нефть в воде" и расчет вязкости ведется так:

см = вод · 103.2 * (1 - B). (58)

11. Число Рейнольдса по жидкой фазе определяется по формуле:

Reж=wсм2·Dэк·ж/см (59)

12. Коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, определяется по формуле:

 = 0,067·(158/Reж +2/Dэк)0,2, (6о)

где  - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина,  = 1,4·10-5).

13. Градиент потерь давления на трение, рассчитывается по формуле:

(dp/dH)тр =  w2см см 10-6/(2Dэк). (61)

14. Суммарный градиент давления, определяется по формуле:

(dp/dH) = 10-6 · см · cos +(dp/dH)тр. (62)

15. Увеличиваем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение P.

P = (dP/dH) · H. (63)

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения Lскв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15