Электронасосов в нефтяных скважинах

Особенности работы погружных центробежных

Продукция добывающих скважин в большинстве случаев представляет смесь жидкости и свободного газа, причем вязкость жидкости может существенно отличаться от вязкости воды. В этом случае изменение внешних параметров работы центробежного насоса может существенно отличаться от их изменения при действии вязкости жидкости или свободного газа. При работе в реальных скважинах установка ЭЦН является одним из взаимосвязанных элементов сложной системы, в частности, самой скважины и пласта, а также подъемника и системы сбора продукции.

Каждый из этих элементов имеет собственные законы работы, без учета действия которых невозможно установить оптимальный режим работы всей системы. Поэтому ниже рассмотрим некоторые особенности работы УЭЦН в реальной добывающей системе.

6.5.1. Определение создаваемого давления (напора)

погружным центробежным электронасосом

Для определения напора центробежного насоса Н _н при отборе из скважины дебита Q А. А. Богданов рекомендует следующую формулу:

(6.1)

где H_ст — статический уровень, м; H_г — разность геодезических отметок устья скважины и сепарационной установки (трапа), м; Н _т — избыточное давление в трапе, выраженное в м столба жидкости, м; К _пр — коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут·Па); Q — производительность скважины, равная подаче насоса, м³/сут; ρ — плотность добываемой жидкости, кг/м³; g — ускорение силы тяжести, м/с²; r _т — коэффициент гидравлического сопротивления подъемника и наземных коммуникаций.

Пренебрегая вследствие малости величинами H_г и Н _т и потерями на трение в наземных коммуникациях, уравнение (6.1) можно переписать в следующем виде:

(6.2)

где λ — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости в подъемнике; Н_сп — длина спуска насоса (длина подъемника), м; d — внутренний диаметр подъемника, м.

При откачке ньютоновских жидкостей коэффициент гидравлических сопротивлений рекомендуется рассчитывать по известным формулам трубной гидравлики; в случае движения смеси нефти и воды (эмульсии) λ предлагается определять приближенно, исходя из анализа промысловых наблюдений.

Неточность данной зависимости для вычисления напора насоса связана не только с приближенным вычислением λ, но и с неучетом важнейшего физического явления движения в подъемнике вязкой газожидкостной смеси с переменным газосодержанием и проявлением газлифтного эффекта (неучет высоты подъема жидкости за счет ее газирования). Экспериментальные исследования в добывающих скважинах показали, что неучет газлифтного эффекта приводит к существенным ошибкам в определении давления, создаваемого насосом (напора насоса).

Выведем формулу создаваемого погружным центробежным насосом давления (напора) с учетом газлифтного эффекта. В основу положим очевидное соотношение:

(6.3)

где Р _н — давление, создаваемое насосом, Па; Р_вык — давление на выкиде насоса, Па; Р _пр — давление на приеме насоса, Па.

Давление на приеме насоса можно записать в следующем виде:

(6.4)

где Р_заб — забойное давление, Па; L _c — глубина скважины, м; Н_сп — глубина спуска насоса, м; ρ′_см — средняя плотность смеси в интервале «забой—прием», кг/м³.

Для заданной нормы отбора жидкости Q забойное давление определяется по индикаторной диаграмме скважины, либо рассчитывается по уравнению притока:

(6.5)

где Р _пл — пластовое давление, Па; К — коэффициент пропорциональности в уравнении притока; п — показатель режима фильтрации продукции. Подставляя (6.5) в (6.4), получим:

(6.6)

Давление на выкиде погружного центробежного насоса определяется суммарными потерями энергии в нагнетательном трубопроводе и может быть записано так:

(6.7)

где ρ_см.т — плотность газожидкостной смеси в колонне НКТ (подъемнике), кг/м³; Р_у — противодавление на устье скважины в колонне НКТ, Па; Δ Р _тр, Δ Р _мс, Δ Р _ин — соответственно потери давления на преодоление трения, на местных сопротивлениях и инерционные, Па.

Слагаемыми Δ Р _мс и Δ Р _ин можно пренебречь. Ввиду их малого значения потери на трение в области однофазного движения вычисляются по известной зависимости:

(6.8)

где Q₁ — подача насоса, м³/с, ρ_ж — плотность жидкости, движущейся в подъемнике с внутренним диаметром d, кг/м³.

Перепишем выражение (6.7) с учетом вышеизложенного:

(6.9)

Входящая в зависимость (6.9) плотность газожидкостной смеси ρ_см.Т рассчитывается для конкретных условий движения.

Другим методом определения Р _ВЫК является следующий. Заменим суммарные потери энергии через приращение фактической плотности газожидкостной смеси ρ_см.·Т на величину Δρ, равную:

(6.10)

где ρ^φ_см._т — фиктивная плотность газожидкостной смеси в подъемнике, включающая, кроме потерь давления от гидростатического столба смеси, и суммарные потери при этом:

(6.11)

Подставляя выражение (6.11) в (6.7), получим:

(6.12)

Соотношение Р _вык и Р _у обусловливает степень разгазирования жидкости с учетом всех потерь в подъемнике. С момента начала выделения свободного газа в подъемнике газонасыщенность смеси увеличивается за счет расширения и дополнительного выделения газа при снижении давления до величины Р _у, что приводит к снижению плотности жидкости ρ_ж до величины ρ_{см т}, а с учетом компенсации потерь энергии в подъемнике — до величины ρ^φ_см._т.

Подставляя выражения (6.6) и (6.12) в (6.3), получим:

(6.13)

Данная зависимость и является искомой для вычисления давления, создаваемого погружным центробежным электронасосом, и учитывает газлифтный эффект Н' _гэ:

(6.14)

где Н' _гэ — газлифтный эффект, заниженный на сумму выраженную в метрах, м; Н _гэ — реальный газлифтный эффект, м.

Для сравнения и оценки конечных результатов, получаемых при использовании формул (6.2) и (6.13), проведены расчеты для скважин 395 и 696 Туймазинского нефтяного месторождения, в которых были проведены промысловые экспериментальные работы. Краткая характеристика этих скважин приведена в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Характеристика скважин, оборудованных УЭЦН

	Номер cкважины
Глубина скважины Lc, м
Глубина спуска ЭЦН Н сп, м
Статический уровень Нст, м
Коэффициент продуктивности Кпрх10^-4, т/(сут·Па)	0,347	0,847
Дебит жидкости Q, т/сут	77,1	174,6
Давление на устье Ру, МПа	0,196	0,294
Давление на выкиде насоса Рвык, МПа	7,64	10,56
Плотность жидкости ρж, кг/м^1

Таблица 6.2

Результаты расчета напора насосов и газлифтного эффекта в скв. 395 и 696

№ СКВ	Расчет по (9.255)	Расчет по (9.266)	Разность расчета напора Ннпо (9.255) и (9.266), м	Газлифтный эффект Н'гэ по (9.267), м	Экспери- мент, значение Н'гэ, м (по П.Д. Ляпкову)
Re	λ	Нн, м	ρ^φсм.т, кг/м^3	ρсм, кг/м^3	Рн, 10^4Па	Нн, м
		0,031
		0,025				170,5

В табл. 6.2 приведены результаты расчетов по формулам (6.2) и (6.13), а также представлены экспериментально определенные П.Д. Ляпковым высоты подъема жидкости за счет работы газа (газлифтные эффекты Н' гэ).

Результаты проведенных расчетов показали, что зависимость (6.2) не может быть рекомендована к использованию, т.к. ошибки в расчете напора могут превышать 50%. Газлифтный эффект по зависимости (6.14) в сравнении с экспериментально определенным не превышает для скв. 395 – 3 %, а для скв. 696 - 5 %. Для оценки средней ошибки расчета газлифтного эффекта, а следовательно, и напора насоса воспользуемся экспериментальными данными П.Д. Ляпкова по этим скважинам на различных режимах работы насосов и расчетами по (6.14), которые представлены в табл. 6.3.

Таблица 6.3

Сопоставление экспериментальных и расчетных значений газлифтного эффекта

Н' гэ, м	Скв. 395	Скв. 696
Режим работы	Режим paботы
Расчет по (6.14)								=314
Эксперимент
Ошибка, %	2,8	5,0	6,2	4,5	5,2	6,9	0,7	4,6

Таким образом, средняя ошибка расчета Н'_гэ, по (6.14) составляет около 5 %, что приемлемо для нефтепромысловой практики.

6.5.2. Методика определения давления на приеме

погружного центробежного насоса

Основой данной методики является то обстоятельство, что при закрытии манифольдной задвижки (на устье) не происходит мгновенного прекращения подачи насосом, как это происходит при работе на несжимаемой жидкости.

Так как в колонне НКТ находится сжимаемая газожидкостная смесь, то после закрытия манифольдной задвижки в течение определенного времени насос будет подавать продукцию в колонну НКТ вследствие сжатия газожидкостной смеси в ней. Эта особенность работы центробежного насоса, работающего в системе нагнетательного трубопровода (колонны НКТ), и положена в основу рассматриваемой методики с использованием выражения (6.3).

Сущность методики заключается в следующем. В колонну НКТ на выкид погружного центробежного электронасоса спускают на проволоке глубинный манометр. Производится запись давления на выкиде насоса Р_вык1 при нормальном режиме работы с подачей Q₁и давлением на приеме Р_пр1 (при открытой манифольдной задвижке). После этого манифольдная задвижка на устье скважины быстро закрывается. Глубинный манометр фиксирует кривую изменения давления на выкиде насоса. По манометру на устье скважины контролируется рост устьевого давления за счет продолжающейся подачи насоса и сжатия газожидкостной смеси в НКТ. Стабилизация устьевого давления Р_у2 говорит о прекращении насосом подачи Q₂= 0). В этот момент глубинный манометр регистрирует давление на выкиде насоса Р_вык2 при давлении на приеме Р_пр2. Учитывая инерцию пласта и скважины, а также незначительное время с момента закрытия манифольдной задвижки до момента прекращения подачи насосом, можно допустить, что давление на приеме за это время существенно не изменится

(Р_пр1≈Р_пр2≈ const).

После подъема глубинного манометра и расшифровки бланка, определяется давление на выкиде насоса Р_вык2 и записывается уравнение

(6.15)

где Р_н2 — давление, создаваемое насосом при Q ₂= 0.

Учитывая, что Р_н2 соответствует давлению, развиваемому насосом на режиме нулевой подачи (Q ₂= 0), т.е. когда напор насоса равен Н_о, эту величину (Н_о) определяют по характеристике Q-Н данного насоса. Давление, создаваемое насосом на режиме нулевой подачи таково:

(6.16)

где Р_{см. н}.— средняя плотность смеси (продукции скважины) в насосе, работающем на режиме нулевой подачи, кг/м³.

Определение средней плотности смеси (жидкости) в насосе ρ_{см н} может быть выполнено исходя из следующего: при работе насоса на режиме нулевой подачи (Q = 0) давление на выкиде насоса складывается из потерь на преодоление веса гидростатического столба Н_сп и устьевого давления Р_у, т.е.

откуда

При работе насоса на режиме нулевой подачи плотность смеси в насосе ρ_{см н}и равна плотности смеси в колонне НКТ ρ_{см т}:

(6.17)

С учетом выражения (6.17) перепишем (6.16) так:

(6.18)

Подставляя (6.18) в (6.15), окончательно получаем:

(6.19)

Данное выражение и используется для расчета давления на приеме погружного центробежного электронасоса при эксплуатации скважин.

Покажем использование данной методики на примере скв. 342 Шкаповского нефтяного месторождения. В скважину спущена установка с насосом ЭЦН5-130-600 на глубину Н_сп = 1000 м. На глубине 985 м в колонне НКТ установлен суфлер для инструментального замера давления в затрубном пространстве скважины (практически равного давлению на приеме насоса).

Суфлер — устройство, сообщающее затрубное пространство с глубинным манометром, спущенным в НКТ и посаженным в него. Работа на скважине проводилась следующим образом: в колонну НКТ на проволоке были спущены спаренные манометры МГГ-2У. Нижний из них после посадки в суфлер фиксировал давление на приеме насоса, верхний — давление на выкиде насоса. На устье скважины был установлен образцовый манометр на 10 МПа. После записи Р_вык1 и Р_пр1 и замера Р на режиме Q₁= 175 м³/сут закрыли манифольдную задвижку. Через 6 минут после ее закрытия наступила стабилизация устьевого давления Р а глубинные манометры зафиксировали давления Р_вык2 и Р_пр2 на режиме Q₁= 0.

После завершения измерений открыли манифольдную задвижку, произвели подъем глубинных приборов и расшифровку бланков манометров. Результаты измерений представлены в табл. 6.4.

Таблица 6.4

Результаты измерения давлений в скв. 342

Параметры	Q 1 = 175 м^3/сут	Q 2= 0
Давление на выкиде, МПа	Рвык1 =6,8	Рвык2 =11,57
Давление на приеме, МПа	Рпр1 =5,2	Рпр2 = 5,4
Давление на устье, МПа	Ру1 =1,5	Ру2 = 3,72

С характеристики насоса ЭЦН5-130-600 имеем Н₀ = 800 м. По выражению (6.19) рассчитываем давление на приеме при Q ₂= 0:

Сравнение расчетного давления 5,29 МПа с замеренным 5,4 МПа дает ошибку 2 %, что допустимо. За время остановки скважины после закрытия манифольда (6 мин) давление на приеме выросло на 0,2 МПа, что составляет около 4 % от давления на приеме при стационарной работе установки с дебитом 175 м³/сут. Таким образом, предположение, что Р_пр1≈Р_пр2≈constне является недопустимым. В случае необходимости можно учесть изменение давления на приеме за счет притока из пласта после закрытия манифольда аналогично тому, как это делается при исследовании скважин на нестационарном режиме с учетом притока. Значительное количество исследований и расчетов по приведенной методике позволили оценить среднюю ошибку, которая не превышает 4 %.

Дата добавления: 2014-01-04