Погружным центробежным электронасосом

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)

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

Дата добавления: 2014-01-07