Материал: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

Рис. 9.14. Согласованиё напорнЫ* ха­ рактеристик сква^и^ы и ЭЦН ^мене-

жины свободного газа. Влияние качества изготовления данного насоса на его характеристику целесообразнее установить испы­ таниями на воде при стандартных условиях, в литературе име­ ются эмпирические формулы оценки Н н у\ для ряда значений Q при неизменной мощности. Кривые, почти сохраняя форму, сме­ щаются вниз.

Увеличение вязкости откачиваемой жидкости приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса. Они примерно со­ храняют свою форму и смещаются вниз и влево по мере увели­ чения вязкости. Для пересчета рабочих характеристик на вяз­ кие жидкости П. Д. Ляпков предложил графики и аппроксима­ ционные формулы [8].

Свободный газ, поступающий вместе с жидкостью в ЗЦН, су­ щественно ухудшает его рабочие характеристики. По длине на­ соса изменяются объемный расход, вязкость и плотность откачи­ ваемой газожидкостной смеси. С увеличением расходного газосодержания рпр на приеме насоса рабочие характеристики могут изменяться незначительно, примерно сохранять свою форму и смещаться вниз и влево, при этом вид кривых Я и т] обусловлен изменением вязкости газожидкостной смеси, а кривой N вяз­ кости и плотности потока. Когда рпр>Р*пр, характеристика на­ соса меняется существенно. Правые части кривых становятся более крутыми и располагаются значительно ниже кривых при Рпр= 0. П. Д. Ляпков показал, что в межлопаточных каналах первых рабочих колес образуются газовые каверны, которые не участвуют в движении и снижают рабочие характеристики (на­ подобие паровой или парогазовой кавитации). Экспериментами

А. Н. Дроздов и П. Д. Ляпков установили, что Рпр = а1 + аг1ёРпр, где для смеси газ в воде и нефть-t-газ в воде ап= 0,01, а2 = 0,076, а для смеси газ в нефти и вода + газ в нефти эти коэффициенты в 2 раза больше; р„Р— относительное давление на приеме ЭЦН (по отношению к атмосферному давлению р0).

Вдоль насоса давление и температура увеличиваются, что сопровождается изменением объемного расхода Q газожидкост-

346

ной смеси. А. Н. Кезь и А. А. Брискман ввели понятие среднего интегрального расхода Qcp проходящей через насос смеси:

где рВых — давление на выходе из насоса; рн — давление насы­ щения.

Напор, развиваемый насосом,

где pcp=Af/QC — средняя интегральная плотность проходящей через насос продукции; М — массовый расход продукции через насос.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием газа на работу ЭЦН.

1.Увеличение погружения насоса под динамический уровень,

врезультате этого уменьшение содержания свободного газа на приеме (см. § 9.5).

2.Использование рабочих ступеней от насоса тех же габа­ ритов, но с большей подачей в качестве первых 10—15 рабочих ступеней. Это обусловлено тем, что расход смеси вдоль насоса уменьшается.

3.Сепарация газа на приеме насоса (см. § 9.5) с отводом газа через затрубное пространство. Коэффициент сепарации газа у приема ЭЦН можно определить по формуле И. Т. Ми­ щенко:

l+ 0 ,7 5 Q * /( o apxF3)

скорость газовых пузырьков, определяемая в зависимости от доли воды в продукции пв и угла наклона скважины на участке приема погружного агрегата а3 (в градусах):

По предложению П. Д. Ляпкова на валу насоса перед пер­ вой его ступенью можно установить газовый центробежный се­ паратор, коэффициент сепарации которого аГс—0,6—0,8. Тогда общий коэффициент сепарации

Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик

Задача сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, который будет работать в условиях оптимального реэкнма (максималь­ ного значения г|) и обеспечит откачку заданного дебита сква­ жины с данной глубины. Глубина L подвески 0ЦН, аналогично как и СШН, определяется по формуле (9.74) или (9.76). Погру­ жение h насоса под динамический уровень принимается таким, чтобы на приеме насоса обеспечить давление, при котором рас­ ходное газосодержание р'пр-<0,15—0,25. В большинстве это со­ ответствует Л=150—300 м. Применительно к условиям Туймазинского месторождения И. Т. Мищенко предложил расчетные формулы для определения рационального давления на приеме ЭЦН.

Условная напорная характеристика скважиныпредставляет собой зависимость между дебитом Q и напором Яе, необходи­ мым для подъема жидкости на поверхность:

где h'д — расстояние от устья до динамического уровня; Нтр— потери напора на трение при движении жидкости в НКТ; hT— высота подъема жидкости в НКТ за счет энергии выделяюще­ гося из нефти газа. Величину hTP вычисляют по формуле Дарси — Вейсбаха, при этом диаметром d НКТ можно за­ даться:

Обычно Лтр=20—40 м. Приняв /ir=0, повышаем расчетный за­ пас. Тогда, задаваясь рядом значений Q, строим напорную ха­ рактеристику скважины HC(Q).

Затем на HC(Q) накладываем характеристику H(Q) такого насоса, который обеспечивает в области максимального значе­ ния т) подачу, равную заданному дебиту, и Я > Я С(см. рис. 9.14). Точка А характеризует совместную согласованную работу на­ соса и скважины, однако не при оптимальном режиме работы насоса. В области оптимального режима согласовать работу можно изменением характеристики либо скважины (точка В'), либо насоса (точка В"), т. е. изменить напор на ДЯ. В первом случае требуется увеличить устьевое давление р2 на величину Др = ДЯр£ за счет использования местного сопротивления (усть­ евой штуцер), что, однако, приводит к увеличению нагрузки на подшипники насоса, ухудшению использования'пластовой энер­ гии, росту энергетических затрат и необходимости применения

348

устьевой арматуры, рассчитанной на повышенное давление. По­ этому обычно уменьшают напор насоса (точка В") снятием лишних рабочих ступеней и заменой их направляющими вкла­ дышами. При числе рабочих ступеней z насос развивает на­ пор Н, а для создания напора Нс требуется ступеней zc. Состав­ ляя пропорцию, находим zc=zH cIH и число ступеней, которые требуется снять: Дz = z —zc=z (1—Яс/Я)=гДЯ/Я. Выбранный насос и погружной агрегат в целом должен соответствовать га­ баритам скважины.

Пример. Подобрать ЭЦН к скважине с помощью напорных характери­

нимаем погружение насоса под динамический уровень Л=50 м; задаемся d=

Выбор насоса и определение глубины его подвески с использованием кривых распределения давления

Данная методика позволяет более полно учесть наличие газа

впродукции. Расчет выполняется в такой последовательности.

1.Строятся (рис. 9.15) кривые распределения давления в об­ садной колонне p(z) по принципу «снизу вверх» от забойного давления р3 (линия 1) и расходного газосодержания р(z) от

уровня рн (линия 2).

2. При отводе свободного газа из затрубного пространства рассчитывается сепарация газа у приема насоса (аналогично ШСН).

3.Строится кривая p(z) в НКТ по принципу «сверху вниз» от устьевого давления р2 (линия 3). Диаметром d НКТ за­ даемся.

4.Проводим горизонталь минимальной глубины спуска на­ соса Lmin, что соответствует такому р(z), при котором наступает

срыв подачи насоса из-за влияния газа, т. е. р,пр = 0,15—0,25. Поле между кривыми 1 и 3 ниже Lmin определяет область воз­ можных условий работы ЭЦН и глубины его подвески L.