Электронная библиотека АГНИ

определения забойного давления и приводит к неточности вычисления коэффициента продуктивности пласта, к выходу из строя электроцентробежного насоса (ЭЦН) и т.д.

Давление [1] у приема насоса ЭЦН можно определить по известному давлению газа на устье затрубного пространства Рзат, давлению столба газа ЛРг между устьем скважины и динамическим уровнем жидкости и давлению столба ГЖС в затрубном пространстве

ДРгжсзат т-е-

P = P +DP = P +DP + р g (Н - H ) (1)

пр зат ^^ г зат ^^ г г со \ н д) V1/

где рс - среднее значение плотности ГЖС в затрубном пространстве.

Давление на выкиде насоса ЭЦН рассчитывается по следующей формуле:

^Выкид = PG + ^буф + PTP (2)

где PG = р0gH - давление от веса столба жидкости в колонне насосно- компрессорных труб (НКТ);

ро - средняя плотность жидкости по стволу скважины;

g - ускорение свободного падения;

H - вертикальная глубина спуска насоса;

Рбуф - буферное давление;

Ptp - потери давления на трение при движении жидкости по НКТ.

Для более точного вычисления давления по стволу скважины можно воспользоваться следующей методикой:

1. Численное решение дифференциального уравнения движения газожидкостных смесей методом последовательных итераций.

2. На каждом шаге рассчитываются основные параметры газожидкостной смеси при определенных давлении и температуре.

Приведенные расчеты показывают, что получение алгоритмического описания системы автоматизации управления режимом работы нефтяных скважин связано с получением достоверных значений множества технологических параметров: Р (давление в скважине), р (плотность жидкости), W (обводненность), Г0 (газонасыщенность). Эти параметры необходимы для оптимального управления режимом работы скважин. Получение такой информации требует соответствующего приборного оснащения.

С учетом значительной протяженности объекта автоматизации одновременно возникает задача целесообразного (минимального, но достаточного для решения задачи управления) количества приборов и мест их установки.

Для решения проблемы непрерывного мониторинга внутрискважинных технологических параметров с целью использования их в управляющих комплексах регулирования добычи продукции из нефтяных скважин предлагаем использовать комплекс для оперативного