WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |

«И.Т. Мищенко СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ Допущено Министерством образования Российской Федерации в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Разработка и ...»

-- [ Страница 8 ] --

2, 3,4 — динамограммы, фиксируемые через определенные промежутки времени после снятия первой динамограммы Нарушение герметичности насоса, связанное с утечками в нагнетательной части насоса (нарушение герметичности нагнетательных клапанов или пары «цилиндр-плунжер»), характеризуется выполаживанием линии восприятия нагрузки штангами при ходе вверх, большей крутизной линии разгрузки штанг и скруглением линии нагрузки в точках С и D (рис. 9.17 а). Утечки в приемной части насоса (нарушение герметичности всасывающего клапана или посадочного конуса вставного насоса — при нижней посадке) характеризуются выполаживанием линии разгрузки штанг при ходе вниз, большей крутизной линии восприятия нагрузки штангами и скруглением линии нагрузки в точках А и В при ходе вверх (рис. 9.17 б). Неправильная посадка плунжера насоса отражается на динамограммах по-разному. Удар плунжера о нижний (всасывающий) клапан или низкая посадка плунжера вследствие неправильной подгонки длины штанг при монтаже проявляется на динамограмме петлей в нижнем левом углу ее (рис. 9.18 а). Срыв нижнего конуса захватным штоком при высокой посадке плунжера проявляется на динамограмме в виде петли в правом верхнем углу и характерными изменениями нагрузки при ходе вниз, определяемыми колебаниями колонны штанг вследствие удара в момент посадки конуса (рис. 9.18 б). Обрыв штанг (отворот плунжера) характеризуется на динамограмме незначительной разницей в нагрузках при ходе вверх и вниз, О а б S Рис. 9.17. Динамограммы при нарушении герметичности насоса: а — утечка в нагнетательной части насоса;

6 — утечка в приемной части насоса т.е. динамограмма имеет форму узкой горизонтально расположенной петли (рис. 9.19), которая располагается на уровне нагрузки от веса штанг в продукции скважины, если произошел отворот плунжера или обрыв штанг у плунжера (рис. 9.19 а). Местоположение такой динамограммы связано с местом обрыва: петля располагается между нулевой нагрузкой и нагрузкой от веса штанг в продукции (рис. 9.19 б). Заедание плунжера характеризуется на динамограмме значительным местным увеличением или снижением нагузки в сравнении с нагрузками при нормальной работе установки. На рис. 9.20 а показана динамограмма с заеданием плунжера в конце хода вверх, а на рис. 9.20 б — когда заедание плунжера происходит в конце хода вниз. Следует отметить, что динамометрирование штанговых глубиннонасосных установок является эффективным средством контроля состояния системы и позволяет своевременно принимать необходимые меры в случае нарушения работы отдельных элементов. Кроме того, динамограмма позволяет рассчитывать с определенной точностью некоторые технологические характеристики, хотя для этого необходимо обычную методологию снятия динамограмм дополнить регистрацией нагрузок, действующих в верхнем и нижнем мертвых положениях полированного штока, для чего в этих положениях необходима остановка станка-качалки.

а б S Рис. 9.18. Характерные динамограммы при неправильной посадке плунжера в цилиндре насоса: а — при ударе плунжера о всасывающий клапан;

б — высокая посадка плунжера и срыв нижнего конуса захватным штоком 9.3.18. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ШТАНГОВЫМИ ГЛУБИННОНАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ Цели исследования глубиннонасосных скважин не отличаются от таковых для любой скважины. Методы исследования и обработка результатов рассмотрены ранее достаточно подробно;

здесь мы рассмотрим лишь особенности исследования глубиннонасосных скважин. При исследовании на стационарных режимах изменение режима работы скважины осуществляется изменением подачи скважинного штангового насоса, что реализуется изменением длины хода полированного штока 5, либо изменением числа качаний п. Принципиально возможно изменение режима работы скважины заменой глубинного насоса (его диаметра), но это требует дополнительных спуско-подъемных работ на скважине. При изменении режима работы системы установившийся режим ее контролируется по стабилизации подачи установки, а также по стабилизации устьевого и затрубного давления. На каждом установившемся режиме замеряется подача установки (дебит скважины) и забойное давление. Измерение забойного давления возможно только через затрубное пространство, для чего созданы малогабаритные скважинные манометры и разработана технология их спуска в затрубное пространство. При этом колонна НКТ подвешивается эксцентрично на специальной планшайбе, имеющей техноло О а б S Рис. 9.19. Характерные динамограммы при обрыве штанг (отвороте плунжера): а — обрыв штанг у плунжера (отворот плунжера);

б — обрыв штанг в середине штанговой колонны (динамограмма 1) и обрыв в верхней части колонны (динамограмма 2) гическое отверстие с сальниковым устройством, через которое в затрубное пространство спускается на проволоке малогабаритный манометр. Нижний конец насоса оборудуется специальным башмаком, направляющим малогабаритный манометр вдоль насоса и при дальнейшем его спуске на забой скважины. Технология спуска приборов через затрубное пространство является достаточно сложной и требует высокой квалификации специалистов подземного ремонта и операторов по исследованию скважин. Эта технология неприменима для глубоких искривленных скважин (со сложным профилем ствола) и при малых зазорах затрубного пространства. В этих случаях измерение забойного давления осуществляется специальными лифтовыми скважинными манометрами, закрепляемыми под насосом и спускаемыми в скважину вместе с насосом и НКТ при подземном ремонте. Эти манометры имеют часовой механизм с многосуточным заводом или батарейным электропитанием и фиксируют изменение забойного давления на специальном бланке. Расшифровка бланка возможна только после подъема НКТ, насоса и манометра, что требует дополнительного подземного ремонта. В настоящее время лифтовые манометры применяются достаточно редко. Основным методом получения информации о забойном давлении является метод измерения динамического уровня в процессе исследования скважины с последующим расчетом забойного давления. Измерение динамического уровня осуществляется специальным прибором (эхолотом), состоящим из устройства генерации упругого L О If 1/ JJ а / б S Рис. 9.20. Типичные динамограммы при заедании плунжера в цилиндре: а — в конце хода вверх;

б — в конце хода вниз или акустического сигнала, системы приема и усиления сигнала, а также системы его регистрации и хранения. В настоящее время отечественная промышленность серийно выпускает программно-аппаратный комплекс «МИКОН-101-01», предназначенный для определения уровня жидкости и измерения давления в затрубном пространстве;

регистрации кривых падения и восстановления уровня;

регистрации парафиновых и гидратных пробок и т.д. Все зарегистрированные эхограммы заносятся в энергонезависимую память блока регистрации с возможностью переноса их на компьютер, последующей обработкой и выводом на принтер со всей сопутствующей информацией. Микропроцессорный блок регистрации предназначен для регистрации, обработки и хранения эхограмм и позволяет просматривать эхограммы непосредственно на скважине. Устройство приема акустических сигналов предназначено для преобразования акустических сигналов в электрические. В скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве для создания упругого импульса используется клапанный узел «МИКОН К-3». В скважинах, в которых в затрубном пространстве отсутствует избыточное давление, для создания акустического импульса используется устройство генерации акустических сигналов «УГАС-14». Устройство исполнятся в двух вариантах: а) с вакуумным разрядником;

б) с ручным компрессором. Данный эхолот позволяет измерять уровни от 50 до 3000 м;

диапазон измеряемого давления: 0 —10 МПа;

рабочий диапазон температур:

-40 Н5О°С;

масса прибора 7,6 кг. Скорость распространения акустического сигнала или импульса давления зависит от давления в затрубном пространстве, состава газа, температуры и других параметров и определяется микропроцессором по специальным таблицам, имеющимся в памяти. При создании в затрубном пространстве упругого импульса или акустического сигнала он распространяется в газовой среде с определенной скоростью до уровня жидкости и частично отражается. Отраженный импульс (сигнал) поступает в приемное устройство прибора, преобразуется в электрический сигнал, который усиливается и фиксируется. Таким образом фиксируются момент создания в системе упругого импульса и момент возвращения отраженной от уровня жидкости в затрубном пространстве части упругого импульса, что представлено на эхограмме (рис. 9.21 а). Момент создания на устье в затрубном пространстве упругого импульса (момент То) отражается на эхограмме пиком. Упругий импульс распространяется в газовой среде с определенной скоростью х>, достигает уровня жидкости, частично отражается и возвращается на устье скважины, где фиксируется приемным устройством прибора и отображается на эхограмме пиком (момент Т2). Таким образом, с момента создания упругого импульса до момента регистрации его отраженной от уровня жидкости части проходит время Т = Т2- То. За это время упругий импульс проходит двойное расстояние от устья скважины до динамического уровня жидкости Нтн, т.е. 2Ядин=иГ, (9.212) где м — скорость распространения упругого импульса в газовой среде, зависящая от давления газа в затрубном пространстве Р3, температуры в затрубном пространстве Ту состава газа и др., м/с. Эта скорость может быть рассчитана по известным формулам, но требуется знание большого количества информации, что не всегда доступно в промысловых условиях. С целью определения скорости распространения упругого импульса в исследуемой скважине на известной глубине колонны НКТ устанавливается в процессе подземного ремонта так называемый репер, представляющий собой утолщенную муфту НКТ. После создания упругого импульса он распространяется в затрубном пространстве и при достижении репера часть его отра \ Рис. 9.21. Диаграмма отбивки динамического уровня методом отраженного упругого импульса: а — без репера;

б — с репером 4= Время жается, фиксируется приемным устройством прибора и записывается в виде пика, соответствующего моменту времени Г, (рис. 9.21 б). Другая часть упругого импульса распространяется до уровня жидкости и частично отражается, что фиксируется и регистрируется на устье в виде пика, соответствующего времени Т2 (рис. 9.21 б). Таким образом, упругий импульс с момента его создания (время То) до момента регистрации отраженной от репера его части (время Г,) проходит путь, равный удвоенному расстоянию до репера Н за время t = Т, - Гп: или u =— p. Подставляя (9.213) в (9.212), получаем:

ТУ Я (9.213) Т дин=#Ру. (9.214) Зная динамический уровень Я д и н, легко рассчитать забойное давление, пользуясь рекомендациями, данными в разделе 6. Далее обработка результатов исследования не отличается от ранее описанной. Пользуясь данным прибором, можно проводить исследование глубиннонасосных скважин и на нестационарном режиме работы. Наиболее ценные результаты получают при совмещении исследований глубиннонасосной установки динамографом и гидродинамических исследований скважины.

9.3.19 РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМЕ И ГЛУБИНЫ СПУСКА СКВАЖИННОГО ШТАНГОВОГО НАСОСА Установки скважинных штанговых насосов широко применяются для эксплуатации скважин разных категорий на различных нефтяных месторождениях страны. Одной из основных задач проектирования эксплуатации скважин СШНУ является обоснование некоторых технологических характеристик, среди которых: дебит, забойное давление, давление на приеме насоса, глубина спуска насоса. Дебит и забойное давление зависят от принятой системы разработки, ее текущего состояния, а также от объективных ограничений, о которых говорилось выше. Расчет давления на приеме насоса Рпн представляет сложную технико-экономическую задачу, решение которой связано с опреде ленными допущениями. Существуют различные рекомендации о величине давления на приеме насоса, связанные с газовым фактором и обводненностью продукции. Для продукции скважин с низким газовым фактором и высокой обводненностью (свыше 80%) А.Н.Адонин рекомендует давление на приеме насоса, достаточное для компенсации гидравлических потерь во всасывающем клапане насоса и равное 0,15-5-0,50 МПа. При значительном содержании свободного газа в откачиваемой продукции оказывается достаточно сложно обосновать оптимальное давление на приеме насоса. Пределы оптимального давления на приеме устанавливаются на основании опыта эксплуатации скважин СШНУ для месторождений каждого нефтяного района. Так, для условий девонских месторождений Урало-Поволжья давление на приеме безводных скважин принимается равным 2,5 МПа;

для месторождений угленосной свиты — 3 МПа (некоторое увеличение давления на приеме обусловлено большей вязкостью нефти угленосных отложений). Г.Н. Суханов считает целесообразным принимать давление на приеме насоса таковым (вне зависимости от обводненности продукции): Л,„ = 0, З Р а с, (9.215) где Р шс — давление насыщения, МПа. Используя рекомендации А.Н. Адонина и Г.Н. Суханова, оценку давления на приеме с учетом обводненности продукции можно выполнить по следующей формуле: Рп „ = 0,5 + 0, 3 - ^ ( 1 -В), (9.216) где В — обводненность добываемой продукции, д.ед. Использование вышеприведенных рекомендаций для условий малоизученных месторождений может привести к определенным ошибкам в проектировании эксплуатации скважин СШНУ. Оптимальным давлением на приеме насоса будем называть такое давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины при минимальных условных приведенных затратах с учетом физико-химических свойств откачиваемой продукции и обеспечения коэффициента подачи установки г| не ниже 0,8. В значительной степени вышеприведенному определению отвечают следующие формулы для расчета давления на приеме насоса: — при содержании в газе однократного разгазирования до 30% азота (Уа < 30% ) 1,567+У.

^ (9.217) — при содержании в газе однократного разгазирования свыше 30% азота (У > 30%) 1,567+У Рт = 0, 1М1К32у;

• Р 1 И С (1 - В) > (9-218) где Уа — содержание в газе однократного разгазирования азота, %. Представленные формулы можно использовать при 0 < В < 0,95, 3<У а <83%. Глубину спуска насоса Я с п рассчитывают по формуле:

10 О -Р -Р ) где Р вых, Р, Рпаг—соответственно давление на выходе из насоса (давление на выкиде), на устье и теряемое на преодоление гидравлических сопротивлений, МПа;

рл — средняя плотность продукции скважины в НКТ (лифте), кг/м3. Для расчета высоты подъема продукции скважины Нп можно использовать следующую приближенную зависимость Нп = На1-102 (Рт-Ру) (9.220) или более точные зависимости (Р -Р -Р ) у - 1 0 6[ "" "°т;

;

б(Л Р от) Нп = Ясп (9.221) Я п = Нт - ^ ( Я с п - Я дин )- ^", (9.222) где р з — плотность продукции в затрубном пространстве, кг/м3;

Я д и н — динамический уровень, м;

Рз — давление в затрубном пространстве, МПа. Приведенные формулы можно использовать при расчете СШНУ, если нет никаких ограничений, связанных, например, с определенными осложнениями в работе скважины или установки, которые должны быть учтены дополнительно.

9.3.20. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН С ОСЛОЖНЕННЫМИ УСЛОВИЯМИ Установки скважинных штанговых насосов широко применяются для эксплуатации скважин с различными условиями, в том числе и для эксплуатации скважин, продукция которых содержит в своем составе значительное количество свободного газа, механических примесей (песка), воды, а также, когда в процессе эксплуатации наблюдаются отложения в подземном оборудовании парафина и минеральных солей. Особую сложность представляет собой эксплуатация искривленных скважин. Каждый из перечисленных факторов снижает эффективность работы УСШН, но особую опасность представляет совместное проявление указанных осложняющих факторов. Рассмотрим проявление осложняющих факторов на эффективность эксплуатации скважин установками СШН. 9.3.20.1. Влияние свободного газа Ранее было показано, что коэффициент наполнения насоса Р зависит от количества свободного газа, попадающего в цилиндр насоса при такте всасывания Ru (при давлении всасывания Рк: давление на приеме насоса Рпр минус потери давления во всасывающем клапане APJ, от количества свободного газа в мертвом пространстве насоса Ru (при давлении нагнетания в цилиндре насоса Рнаг: давление на выкиде установки Рвьи. плюс потери давления в нагнетательном клапане АРнаг), коэффициента мертвого пространства в насосе К и коэффициента сжимаемости жидкости Рж. Величина Ra в свою очередь зависит от давления на приеме насоса, газонасыщенности откачиваемой продукции (газового фактора) при термобарических условиях на приеме насоса, коэффициента растворимости газа, обводненности продукции и коэффициента сепарации свободного газа на приеме насоса. Совершенно очевидно, что некоторые из перечисленных параметров являются природными (коэффициент сжимаемости жидкости, обводненность продукции, газонасыщенность, коэффициент растворимости газа) и не подлежат регулированию. Другими параметрами, такими, как: давление и температура на приеме насоса, коэффициент мертвого пространства, коэффициент сепарации свободного газа можно управлять. Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы: 1. Методы, применяемые для предотвращения попадания свободного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы: — увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

— снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

— увеличение длины хода плунжера;

при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса. Возможности, преимущества и недостатки отмеченных способов очевидны. Рассмотрим более подробно возможность увеличения коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса благодаря использованию специальных глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемых, как правило, ниже всасывающего клапана насоса. Работа газовых сепараторов для скважинных штанговых насосов основана на принципе гравитационного разделения фаз. Эффективные гравитационные сепараторы должны удовлетворять определенным требованиям, основными из которых являются: — скорость нисходящего потока в сепараторе жидкой фазы должна быть меньше скорости всплытия газовых пузырьков;

— рациональное соотношение между площадью выходных отверстий для газа в перфорированном ниппеле и площадью всасывающего клапана;

— рациональные диаметр и длина газового сепаратора, определяющие потери давления в нем. Известно большое количество гравитационных газовых сепараторов, основные схемы которых представлены на рис. 9.22. Схема наиболее простого газового сепаратора приведена на рис. 9.22 а (в этом случае скважина обязательно должна иметь зумпф). Насос устанавливается ниже интервала перфорации, а под ним закрепляется пер форированный хвостовик того же диаметра, что и насосно-компрессорные трубы. Нефть с газом из продуктивного пласта 5 поступает в кольцевое пространство между обсадной колонной 1 и колонной Н К Т 2. Вследствие достаточно большой площади поперечного сечения этого кольцевого пространства нефть с меньшей скоростью, чем всплывают пузырьки газа, движется вниз и поступает через отверстия 6 в приемную трубу 10 и далее — в прием насоса 7. Эффективность данной схемы сепарации достаточно высока, но она не может применяться в скважинах с небольшим динамическим уровнем, а также в скважинах с открытым забоем.

1—1 2 S ? • -- -10 -II г -ш юг д \ \А А 1О> -1 -- -- /\ - —О е Рис. 9.22. Принципиальные схемы гравитационных газовых сепараторов: I — нефть;

II — газожидкостная смесь;

III — газ 1 — обсадная колонна;

2 — колонна НКТ;

3 — колонна штанг, 4 — глубинный насос;

5 — продуктивный пласт;

6 — перфорированные отверстия;

7 — прием насоса (всасывающий клапан);

8 — отводная трубка;

9 — пакер;

10 — приемная труба;

11 — внутренняя трубка Газовый сепаратор пакерного типа представлен на рис. 9.22 б. Нефть с газом поднимается по обсадной колонне 1 до пакера 9. Затем эта смесь через приемную трубу 10 поступает в отводную трубку 8, расположенную в кольцевом пространстве между обсадной колонной 1 и НКТ 2. На выходе из отводной трубки 8 изменяется направление движения: жидкость стекает вниз и через отверстия 6 поступает к приему насоса 7, а газ уходит в затрубное пространство. Такая схема сепаратора позволяет избежать влияния динамического уровня в затрубном пространстве на эффективность его работы. Для снижения давления сепарации и повышения ее эффективности пакер устанавливают как можно выше над забоем или увеличивают длину отводной трубки 8. Наиболее широкое распространение получил газовый сепаратор, представленный на рис. 9.22 в и состоящий из приемной трубы 10 с перфорированными в верхней части отверстиями 6, через которые нефть (практически без свободного газа) поступает через внутреннюю трубку 11, перфорированную в нижней части, к приему насоса 7. Очевидно, что этот сепаратор эффективен при небольших дебитах скважин. При более высоких дебитах необходимо увеличивать размеры приемного устройства, что видно из рис. 9.22 г. Для лучшей сепарации газа от нефти изменены размеры сепаратора, форма входных отверстий и их местоположение. Для скважин с относительно низким давлением на приеме насоса в качестве газового сепаратора можно использовать приемную трубу 10 в виде хвостовика с отверстиями в нижней части его (рис. 9.22 д). При этом диаметр хвостовика должен быть меньше диаметра НКТ на 72 дюйма. В скважинах малого диаметра с высоким динамическим уровнем можно использовать пакерный сепаратор, схема которого показана на рис. 9.22 е. Газожидкостная смесь из обсадной колонны поступает в приемную трубу 10 и попадает в затрубное пространство над пакером: жидкая фаза стекает вниз и через отверстия 6 поступает в прием насоса, а свободный отсепарированный газ поднимается вверх. Таким образом, в настоящее время для эффективной эксплуатации скважин, продукция которых содержит значительное количество газа, имеется достаточно технических и технологических приемов, широко применяемых в практике разработки нефтяных месторождений.

9.3.20.2. Влияние механических примесей Серьезно осложняющим работу СШНУ фактором является содержание в откачиваемой продукции механических примесей (песка). Такая продукция, попадая в глубинный насос, приводит к износу пары трения «цилиндр—плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности (так называемые пескообразуюц- че скважины). Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют специальное оборудование их забоев, а также методы крепления призабойных зон специальными составами, которые после затвердевания образуют в призабойной зоне прочную пористую и проницаемую среду, предотвращающую в той или иной степени поступление песка в скважину. Существует много технологий таких обработок призабойных зон скважин. Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса. По принципу действия песочные якоря относятся к классу гравитационных сепараторов, принципиальные схемы которых показаны на рис. 9.23. Якорь на рис. 9.23 а условно называется прямым — продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом 1 и трубой 3, а жидкая фаза по трубе 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. Якорь на рис. 9.23 б называется обращенным — продукция скважины поступает в трубу 3, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом 1 и трубой 3 поступает к всасывающему клапану насоса 5. В якоре прямого типа скорость нисходящего потока жидкой фазы (в кольцевом зазоре) и скорость восходящего потока в трубе должны быть меньше скорости оседания частиц песка, а в якоре обращенного типа скорость нисходящего потока в трубе и скорость восходящего потока в кольцевом зазоре должны быть меньше скорости оседания частиц песка. Оседающий песок накапливается в корпусе-накопителе якоря, который очищается на поверхности после подъема при подз.*мном ремонте скважины. При использовании песочных якорей вероятность образования песчаной пробки на забое скважины существенно понижается. Практика применения песочных якорей показала, что эффективность обращенного якоря выше прямого.

Одной из технологий предотвращения образования песчаной пробки на забое является подлив, как правило, части добываемой жидкости в затрубное пространство пескообразующей скважины. При этом глубинный насос опускается практически до забоя, что создает повышенную скорость восходящего потока в интервале «забой—прием насоса», предотвращая оседание частиц песка. Следует отметить, что чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, и в процессе эксплуатации скважины они слипаются, образуя достаточно прочную пробку.

*-I -• П Рис. 9.23. Принципиальные схемы песочных якорей:

*-Ш 1 — корпус-накопитель якоря;

2 — отверстия;

3 — труба;

4 — узел соединения якоря с насосом;

5 — всасывающий клапан насоса;

а — якорь прямого типа;

б —якорь обращенного типа;

I —жидкая фаза продукции;

II — жидкость + механические примеси (песок);

III — механические примеси 9.3.20.3. Другие осложняющие факторы Осложнения, связанные с присутствием в продукции скважин парафина, смол, асфальтенов, а также солей, ликвидируются так же, как и при фонтанной эксплуатации. Естественно, что в скважинах, эксплуатируемых СШНУ, внутрь колонны штанг невозможен спуск скребков, как это делается в фонтанных или газлифтных скважинах. В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, для борьбы с твердыми отложениями на внутренней поверхности НКТ используют так называемые пластинчатые скребки, закрепляемые на колонне штанг (на всей длине твердых отложений). Скребки устанавливаются на расстоянии один от другого, примерно равном длине хода полированного штока. В процессе работы установки колонна штанг поворачивается с помощью специального устройства, называемого штанговращателем и устанавливаемого на устье скважины. Привод штанговращателя механический и осуществляется от работающего станка-качалки. Пластинчатые скребки при вращении колонны штанг и при ходе «вверх—вниз» описывают винтовую линию, соскребая твердые осадки с внутренней поверхности НКТ, которые потоком продукции поднимаются наверх и поступают в выкидную линию. Эксплуатация наклонно-направленных скважин СШНУ приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит, к значительному снижению коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Основной метод борьбы с этими отрицательными явлениями — использование на колонне штанг так называемых центраторов. Известно большое количество различных центраторов, которые в принципе делятся на две группы: центраторы скольжения и центраторы качения (роликовые центраторы). Центраторы изготавливаются как из металла, так и из пластических материалов. Очевидно, что при установке центраторов на колонне штанг они одновременно выполняют и функцию скребков.

9.3.21. О ПРИМЕНЕНИИ ХВОСТОВИКОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СШНУ Особенности работы подъемников большого диаметра в интервале «забой — прием погружного оборудования» связаны с неполным выносом воды, ее накоплением, утяжелением столба водонеф тяной смеси и снижением депрессии на пласт. Это приводит к потере дебита, особенно заметного для категории низко- и среднедебитных скважин, т.е. той категории, которая эксплуатируется СШНУ. Предотвратить указанное явление можно, используя рекомендации, рассмотренные в главе 6. Другим методом повышения дебита таких скважин за счет ликвидации репрессии предотвращением накопления воды в интервале «забой—прием» является использование хвостовиков, устанавливаемых ниже приема насоса. Хвостовик представляет собой колонну насосно-компрессорных труб определенной длины с диаметром, как правило, меньшим диаметра основной колонны НКТ (подъемник) и используется для выноса воды из интервала «забой—прием». Схемы СШНУ с использованием хвостовиков представлены на рис. 9.24. Различают две схемы хвостовиков: хвостовик, герметично соединенный с приемом насоса (рис. 9.24 а), и хвостовик на пакере, обеспечивающий сепарацию свободного газа на приеме насоса (рис. 9.24 б). Схема на рис. 9.24 а применяется тогда, когда количество свободного газа на приеме насоса невелико, а коэффициент наполнения насоса достаточно высок (продукция скважины с небольшим газовым фактором;

большое давление у приема насоса и т.п.). Если газовый фактор продукции значителен или низко давление на приеме, то использование этой схемы нецелесообразно по причине низкого коэффициента наполнения. В этом случае необходимо использовать схему рис. 9.24 б. Расчет хвостовиков базируется на теоретических предпосылках, изложенных в главе 6. При заданном диаметре хвостовика расчет сводится к определению его необходимой длины;

при этом диаметр хвостовика необходимо брать меньшим, чем колонна НКТ. Расчет длины хвостовика выполним для схемы рис. 9.24 а. Введем следующие обозначения: Нсп — глубина спуска насоса, м;

dn — внутренний диаметр подъемника (колонны НКТ), м;

Нт — длина хвостовика, м;

dm — внутренний диаметр хвостовика, м;

L c — глубина скважины, м;

Dc — внутренний диаметр обсадной колонны, м. Рассматривается стационарная работа системы. Объем скважины F. в интервале [Lc - (Я сп + Я хв )] таков:

т -(Нт+Н„)\, (9.223) а объем подъемника Vn Vn =^(4Ha, + dlHXB). (9.224) Приравнивая Vc = Vn, найдем длину хвостовика Я х в, при которой в интервале [Lc - (Я ш + Я хв )] не будет накопления воды:

_Dl{Lc-Hm)-dlHa Dldl (9.225) X дя Рис. 9.24. Схемы СШНУ с хвостовиками: а — хвостовик герметично соединен с приемом насоса;

б — хвостовик на пакере, обеспечивающий сепарацию свободного газа на приеме насоса;

1 — хвостовик;

2 — прием насоса;

3 — колонна НКТ (подъемник);

4 — пакер Плотности водонефтяной смеси в лифте и в скважине при условии накопления или ненакопления воды в интервале [Ьс - (Я ш + Н№)} рассчитываются по рекомендациям главы 6. Таким образом, использование хвостовиков при эксплуатации скважин СШНУ позволяет существенно повысить технико-экономические показатели добычи нефти, создавая благоприятные условия рентабельной эксплуатации низкодебитных скважин. 9.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН) Установки электрических погружных центробежных насосов относятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобывающей промышленности России определяющую роль по объему добываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добывающих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть;

обводненная нефть;

смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может существенно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влияют на выходные параметры установки. Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что существенно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м3/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ. Рассмотрим более подробно принципиальную схему УЭЦН и назначение каждого из ее элементов.

9.4.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА УЭЦН И ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 9.25. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1;

станцию управления 2;

иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину;

бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, -380 В Рис. 9.25. Принципиальная схема УЭЦН: 1 — автотрансформатор;

2 — станция управления;

3 — кабельный барабан;

4 — оборудование устья скважины;

5 — колонна НКТ;

6 — бронированный электрический кабель;

7 — зажимы для кабеля;

8 — погружной многоступенчатый центробежный насос;

9 — приемная сетка насоса;

10 —обратный клапан;

11 —сливной клапан;

12 —узел гидрозащиты (протектор);

13 — погружной электродвигатель;

14 — компенсатор через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14. Погружной центробежный насос конструктивно представляет собой совокупность ступеней небольшого диаметра, состоящих, в свою очередь, из рабочих колес и направляющих аппаратов, размещаемых в корпусе насоса (трубе). Рабочие колеса, изготавливаемые из чугуна, бронзы или пластических материалов, крепятся на валу насоса со скользящей посадкой с помощью специальной шпонки. Верхняя часть сборки рабочих колес (вала насоса) имеет опорную пяту (подшипник скольжения), закрепляемую в корпусе насоса. Каждое рабочее колесо опирается на торцевую поверхность направляющего аппарата. Нижний конец насоса имеет подшипниковый узел, состоящий из радиально-упорных подшипников. Узел подшипников изолирован от откачиваемой жидкости и в некоторых конструкциях вал насоса уплотняется специальным сальником. Погружной центробежный насос выполняется в виде отдельных секций с большим числом ступеней в каждой секции (до 120), что позволяет собирать насос с необходимым напором. Отечественная промышленность выпускает насосы обычного и износостойкого исполнения. Насосы износостойкого исполнения предназначены для откачки из скважин жидкостей с определенным количеством механических примесей (указывается в паспорте насоса). По поперечным габаритам (диаметру корпуса) выпускаются насосы нескольких групп, соответствующих номинальному диаметру обсадных колонн (в дюймах) добывающих скважин: 5,5А, 6. По рабочим параметрам (подаче Q и напору Н) выпускается широкая гамма погружных насосов, что позволяет использовать эти насосы для эксплуатации скважин различных категорий. Каждый погружной центробежный насос имеет свой шифр, в котором отражены диаметр эксплуатационной колонны, подача и напор при работе в оптимальном режиме. Например, насос ЭЦН6-500-750 — электрический центробежный насос для обсадных колонн диаметром 6", с оптимальной подачей 500 м3/сут при напоре 750 м. Погружной электрический двигатель (ПЭД) — двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функ цию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважиннои продукции. Верхний конец вала электродвигателя подвешен на пяте скольжения. Ротор двигателя секционный;

секции собраны на валу двигателя, изготовлены из пластин трансформаторного железа и имеют пазы, в которые вставлены алюминиевые стержни, закороченные с обеих сторон секции токопроводящими кольцами. Между секциями вал опирается на подшипники. По всей длине вал электродвигателя имеет отверстие для циркуляции масла внутри двигателя, осуществляемой также через паз статора. В нижней части двигателя имеется масляный фильтр. Секции статора разделены немагнитными пакетами, в которых расположены опорные радиальные подшипники. Нижний конец вала также закреплен в подшипнике. Длина и диаметр двигателя определяют его мощность. Скорость вращения вала ПЭД зависит от частоты тока;

при частоте переменного тока 50 Гц синхронная скорость составляет 3000 об/мин. Погружные электродвигатели маркируются с указанием мощности (в кВт) и наружного диаметра корпуса (мм), например, ПЭД 65-117—погружной электродвигатель мощностью 65 кВт и наружным диаметром 117 мм. Необходимая мощность электродвигателя зависит от подачи и напора погружного центробежного насоса и может достигать сотен кВт. Современные погружные электродвигатели комплектуются системами датчиков давления, температуры и других параметров, фиксируемых на глубине спуска агрегата, с передачей сигналов по электрическому кабелю на поверхность (станцию управления). Узел гидрозащиты размещается между насосом и двигателем и предназначен для защиты электродвигателя от попадания в него откачиваемой продукции и смазки радиально-упорного подшипника насоса (при необходимости). Основной объем узла гидрозащиты, формируемый эластичным мешком, заполнен жидким маслом. Через обратный клапан наружная поверхность мешка воспринимает давление продукции скважины на глубине спуска погружного агрегата. Таким образом, внутри эластичного мешка, заполненного жидким маслом, давление равно давлению погружения. Для создания избыточного давления внутри этого мешка на валу протектора имеется турбинка. Жидкое масло через систему каналов под избыточным давлением поступает во внутреннюю полость электродвигателя, что предотвращает попадание скважиннои продукции внутрь электродвигателя.

Компенсатор предназначен для компенсации объема масла внутри двигателя при изменении температурного режима электродвигателя (нагревание и охлаждение) и представляет собой эластичный мешок, заполненный жидким маслом и расположенный в корпусе. Корпус компенсатора имеет отверстия, сообщающие наружную поверхность мешка со скважиной. Внутренняя полость мешка связана с электродвигателем, а внешняя—со скважиной. При охлаждении масла объем его уменьшается, и скважинная жидкость через отверстия в корпусе компенсатора входит в зазор между наружной поверхностью мешка и внутренней стенкой корпуса компенсатора, создавая тем самым условия полного заполнения внутренней полости погружного электродвигателя маслом. При нагревании масла в электродвигателе объем его увеличивается, и масло перетекает во внутреннюю полость мешка компенсатора;

при этом скважинная жидкость из зазора между наружной поверхностью мешка и внутренней поверхностью корпуса выдавливается через отверстия в скважину. Все корпуса элементов погружного агрегата соединяются между собой фланцами со шпильками. Валы погружного насоса, узла гидрозащиты и погружного электродвигателя соединяются между собой шлицевыми муфтами. Таким образом, погружной агрегат УЭЦН представляет собой комплекс сложных электрических, механических и гидравлических устройств высокой надежности, что требует от персонала высокой квалификации. Как уже отмечено, на выкиде погружного насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Обратный клапан размещается в головке насоса и предназначен для предотвращения слива жидкости через насос из колонны НКТ при остановках погружного агрегата. Остановки погружного агрегата происходят по многим причинам: отключение электроэнергии при аварии на силовой линии;

отключение из-за срабатывания защиты ПЭД;

отключение при периодической эксплуатации и т.п. При остановке (обесточивании) погружного агрегата столб жидкости из НКТ начинает стекать через насос в скважину, раскручивая вал насоса (а значит, и вал погружного электродвигателя) в обратном направлении. Если в этот период возобновляется подача электроэнергии, ПЭД начинает вращаться в прямом направлении, преодолевая огромную силу. Пусковой ток ПЭД в этот момент может превысить допустимые пределы, и, если не сработает защита, электродвигатель выходит из строя. Чтобы предотвратить это явление и сократить простои скважины, погружной насос оборудуют обратным клапаном. С другой стороны, наличие обратного клапана при подъеме погружного агрегата не позволяет жидкости стекать из колонны НКТ. Подъем установки проводят, когда колонна НКТ заполнена скважинной продукцией, которая выливается на устье, создавая сверхтяжелые условия работы бригаде подземного ремонта и нарушая все условия обеспечения безопасности жизнедеятельности, противопожарной и экологической защиты, что недопустимо. Поэтому погружной насос оборудуют так называемым сливным клапаном. Сливной клапан размещается в специальной муфте, соединяющей между собой насосно-компрессорные трубы, и представляет собой, как правило, бронзовую трубку, один конец которой запаян, а другой, открытый конец, на резьбе вворачивается в муфту изнутри. Сливной клапан располагается горизонтально по отношению к вертикальной колонне НКТ. При необходимости подъема установки из скважины в колонну НКТ сбрасывается небольшой груз, который обламывает бронзовую трубку сливного клапана, и жидкость из НКТ при подъеме сливается в затрубное пространство. Электрический кабель предназначен для подачи питающего напряжения на клеммы погружного электродвигателя. Кабель трехжильный, с резиновой или полиэтиленовой изоляцией жил и сверху покрыт металлической броней. Поверхностное бронирование кабеля осуществляется стальной оцинкованной профилированной лентой, что предотвращает токоведущие жилы от механических повреждений при спуске и подъеме установки. Выпускаются кабели круглые и плоские. Плоский кабель имеет меньшие радиальные габариты. Кабели зашифрованы следующим образом: КРБК, КРБП, КПБК, КПБП — кабель с резиновой изоляцией, бронированный, круглый;

кабель с резиновой изоляцией, бронированный, плоский;

кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый;

кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский. Жилы медные, с различным сечением;

например, КПБП 3x16: кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский, трехжильный с площадью поперечного сечения каждой жилы 16 мм2. Кабель крепится к колонне НКТ в двух местах: над муфтой и под муфтой. В настоящее время преимущественно применяются кабели с полиэтиленовой изоляцией.

Автотрансформатор предназначен для повышения напряжения, подаваемого на клеммы погружного электродвигателя. Сетевое напряжение составляет 380 В, а рабочее напряжение электродвигателей в зависимости от мощности изменяется от примерно 400 В до 2000 В. С помощью автотрансформатора напряжение промысловой сети 380 В повышается до рабочего напряжения каждого конкретного погружного электродвигателя с учетом потерь напряжения в подводящем кабеле. Типоразмер автотрансформатора соответствует мощности используемого погружного электродвигателя. Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станция управления выполнена в металлическом ящике, может устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещается в специальной будке. Следует отметить, что созданы установки погружных центробежных электронасосов, спускаемых в скважину на кабель-канате (без использования колонны НКТ). Обладая определенными преимуществами по сравнению с классической установкой, установка на кабель-канате имеет и серьезные недостатки: необходимость использования сложного шлипсового пакера, на который действует нагрузка от веса самой установки и от поднимаемой продукции, т.к. подъем продукции происходит по обсадной колонне;

более тяжелые условия работы погружного агрегата, находящегося под давлением системы нагнетания;

сложность борьбы с твердыми отложениями (парафин, соли) в обсадной колонне;

более тяжелые условия работы кабель-каната, находящегося под давлением на выкиде насоса. В настоящее время эти установки для добычи нефти не применяются.

9.4.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ Графические зависимости напора Н, КПД т и потребляемой ^ мощности N от подачи погружного центробежного насоса Q называются характеристиками насоса. Характеристики насоса снимаются при испытании на технической воде плотностью 1000 кг/м и вязкостью 1 мПа-с и представляются в специальной литературе в виде графиков: Q—Н, Q—N, Q—г\ (рис. 9.26). Введем следующие обозначения: — Qom — подача насоса на оптимальном режиме работы, мэ/сут;

— Qf—Q2 — рациональная область работы насоса, м3/сут;

— Qo — режим нулевой подачи;

— Нот — напор на режиме оптимальной подачи, м;

— //,—Н2 — напоры в рациональной области подач, м;

— Но — напор на режиме нулевой подачи, м;

— Na — мощность холостого хода (при Q = 0), кВт;

— Лмакс — максимальный КПД насоса при (2О1ТГ, %', — 4i = Л2 — минимальный КПД насоса в рациональной области, %. Видно, что наивысший КПД насоса достигается при работе на оптимальной подаче Qom. Чтобы закрыть эксплуатационные условия огромного количества добывающих скважин по производительности, промышленность должна выпускать огромную номенклатуру погружных насосов, что нереально. Поэтому условимся, что каждый типоразмер выпускаемого насоса может работать в определенном диапазоне подач Q^—Qv правда, с меньшим, чем т]макс КПД. Рациональная область работы насоса может быть определена для каждого типоразмера насоса, с допущением, что КПД в этой обла Qi Qom Q (2,м/сут Рис. 9.26. Характеристики погружною центробежного насоса ста не снизится ниже величины г|1 = г\2. Эта величина может быть рассчитана следующим образом: Л, = Л2 = Л м т - ( 5 - 6 ) %, (9.226) т.е. допускается работа насоса с КПД на 5-6 % ниже максимальной величины лмакс- Такой подход существенно расширяет область применения выпускаемых наружных центробежных насосов и ограничивает количество их типоразмеров. Для характеристик насоса, представленных на рис. 9.26, напор на режиме нулевой подачи Но является максимальным и практически малозависимым от свойств откачиваемой жидкости, т.е. Но = const. Мощность холостого ходаЛ^ расходуется на преодоление механического и гидравлического трения при вращении вала насоса с рабочими колесами в откачиваемой продукции (при Q = 0). Зависимость напора от подачи Q—Н будем называть основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа (рис. 9.27): — характеристика с максимальной точкой;

— пологопадающая характеристика;

— крутопадающая характеристика. По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой. Как видно из рис. 9.27, потеря напора в рациональной области подач для насосов с характеристикой с максимальной точкой составляет Д//;

для насосов с пологопадающей характеристикой — Д//2;

для насосов с крутопадающей характеристикой — Д//3;

при этом Д//, > Д//3 > АН2. Таким образом, наименьшая потеря напора в рациональной области работы насоса характерна для насосов с пологопадающей характеристикой, что является их существенным эксплуатационным преимуществом. Паспортные характеристики погружных центробежных насосов, как уже отмечалось, получены при работе на воде. Разнообразие эксплуатационных условий скважин трансформирует водяные характеристики, иногда существенно. Основное влияние на характеристики центробежных насосов оказывают вязкость откачиваемой жидкости и содержание в жидкости свободного газа. Многолетняя практика широкомасштабного применения погружных центробежных электронасосов позволила выявить еще одну особенность: реальные характеристики серийных насосов при их стендовых испытаниях на технической воде несколько отличаются от паспортных. Как правило, реальные характеристики Q—Н и Q—г) располагаются ниже паспортных, что требует корректировки паспортных характеристик.

9.4.3. КОРРЕКТИРОВКА ПАСПОРТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА При подборе погружного центробежного насоса для эксплуатации скважин необходимо предварительно скорректировать паспортные характеристики для получения реальных характеристик насоса. Реальные характеристики можно получить после проведения стендовых испытаний каждого насоса при работе его на технической воде. Однако на практике этот путь не всегда осуществим по целому ряду объективных причин. В этом случае реальные харак G, Qom Q С,м7сут Рис. 9.27. Типы характеристик погружных центробежных насосов: 1 — с максимальной точкой;

2 — пологопадающая;

3 — крутопадающая теристики можно получить путем корректировки паспортных. Корректировке подлежат два параметра: напор и КПД. Зависимость Q—N остается паспортной. Алгоритм корректировки паспортных характеристик заключается в следующем: 1. Для данного насоса выбирают ряд значений подач Qv Q2, Q3 Q4 и т.д., часть из которых находится слева, а часть — справа от оптимальной подачи данного насоса Qam. 2. Для выбранных подач Qv Q2, Q3 <24 и Т-Д с паспортных характеристик этого насоса определяют соответствующие этим подачам напоры Нг Н2, Ну Я 4 и т.д., а также КПД т|г д, Д, П4 и Т-Д3. Рассчитывают снижение напора АН по следующей формуле: АН = 0,92 Нот I (3,9 + О,О230опт), (9.227) где Нот, Qom — соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса (при л м а к с ). 4. Рассчитывают скорректированные (реальные) напор Н[,Н'2,Щ,Н'Л и КПД iii,Th>rb>Tl4 и т.д. по следующим формулам: Я,' = Я,.-ДЯ, (9.228) Л ;

=Л, (1-АЯ/Я,), (9.229) где i — порядковый номер выбранных подач (1,2,3, 4 и т.д.). По вычисленным значениям Я/ и г|' строят скорректированные (реальные) характеристики Q—Н\ и Q—г, которые для насоса ЭЦН5А-360-600 представлены на рис. 9.28. Указанные скорректированные характеристики (пунктирные линии) и должны использоваться в дальнейшем при подборе установок к конкретным условиям скважин.

9.4.4. ВЛИЯНИЕ ВЯЗКОСТИ ОТКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Влияние вязкости жидкости на характеристики центробежного насоса изучалось экспериментально многими отечественными и зарубежными исследователями. Прежде чем приступить к изложению и обобщению результатов этих исследований, остановимся вкратце на необходимых и достаточных критериях подобия, используемых при обобщении экспериментальных данных о влиянии вязкости жидкости на внешние параметры работы центробежного насоса, которые найдены из анализа размерностей. Основными величинами центробежных насосов, по А.И. Степанову, являются:

Q — подача (объем в единицу времени), L ! ;

Я — н а п о р насоса, L;

п — число оборотов вала насоса, Т1;

D — диаметр рабочего колеса, характеризующий размер насоса для ряда подобных насосов, L;

g — ускорение силы тяжести, LT 2 ;

р — плотность жидкости, ML 3 ;

ц — вязкость жидкости, ML" 1 ! 4 ;

Е — энергия, приложенная к валу насоса, получаемая в форме полезной работы насоса и равная mgH, ML 2 T 2. Принимая Е, D и р в качестве трех независимых переменных, можно получить следующие критерии подобия: (9.230) (9.231) n,=v/\D(gH)2 I n,=%Jn,=QI(\D), ns=n]-n2= пф I (gH)1*, tf), я 7 =\ln\ = gH/(n D ), 2 2 (9232) (9.233) (9.234) (9.235) (9.236) где v — кинематическая вязкость жидкости, L T"'. П.Д. Ляпковым критерии подобия даны в следующем виде: (9.237) K=Q/(nD ), n'A=n3/n2=v/(nD2).

(9.238) (9.239) Критерии л 7 и л, могут быть названы критериями удельного напора и характеризуют энергию, подведенную к единице массы жидкости за один оборот при колесе диаметром 1 м;

они постоянны для всех подобных насосов. Критерии п6 и п'6 называются удельной подачей — объем жидкости, перемещаемый колесом насоса диаметром 1 м за один об/с;

постоянны для всех подобных насосов. Критерий п 5 называется коэффициентом быстроходности, а критерий л 4 является одной из форм записи числа Re. Критерий п'А численно равен обратной величине числа Рейнольдса. При теоретических исследованиях, обобщении и анализе экспериментальных данных применяются следующие формы записи числа Рейнольдса: Re = (г22ш)/ v = (u2r2 )/ v, Re = (r2262co)/v, (9.240) (9.241) (9.242) (9.243) (9.244) (9.245) =GBom/(Av), (9.246) (9.247) (9.248) (9.249) где r2 — наружный радиус рабочего колеса, м;

н2 — окружная скорость жидкости на выходе из колеса, м/с;

Ъ2 — ширина рабочего колеса на выходе, м;

D2 — наружный диаметр рабочего колеса, м;

1 со — угловая скорость, с ;

Ф2 — коэффициент стеснения площади выхода из колеса его лопатками;

GBOUT» Q.om' H BO m< -^vonr ~ соответственно подача и напор одной ступени в оптимальном режиме при работе на пресной воде стандартной температуры и на вязкой жидкости, м3/с, м. В области больших и средних значений Re наилучшим образом можно обобщить данные по изменению внешних параметров насоса, работающего на вязких жидкостях, использованием числа Re в форме (9.249). Для небольших значений Re можно использовать формы записи Re (9.241-9.248). Анализ многочисленных экспериментальных исследований различных центробежных насосов показал, что при увеличении вязкости жидкости снижаются напор и подача, потребляемая же насосом мощность увеличивается. Чтобы получить наглядное представление об изменении рабочих параметров центробежного насоса (Q, Н, ч\ и N), на рис. 9.29 в качестве примера приведены экспериментальные характеристики ступени американского насоса РЭДА В-16. Видно, что увеличение вязкости жидкости существенно влияет на параметры его работы в сравнении с таковыми при работе на воде.

я.

45 40 35 800 Л ——• ^ > 600 500 400 06, 04, 02, 300 200 N V Л *** N \ 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Q, м/сут Рис. 9.28. Паспортные (1) и скорректированные (2) характеристики погружного центробежного электронасоса ЭЦН5А-360-600;

. — 1,. -2 П.Д. Ляпковым разработан универсальный способ пересчета характеристик центробежных насосов с воды на ньютоновскую жидкость любой вязкости. Этот способ базируется на использовании числа Рейнольдса в форме (9.249) и представлен в виде номограммы на рис. 9.30. Пользование представленной номограммой состоит в следующем. По водяной (скорректированной) характеристике насоса для оптимального режима определяется подача QBom, а из паспортных данных — число оборотов вала насоса в минуту п. Полученное значение QB o m откладывается на шкале подач номограммы. Из полученной точки проводится вертикальная линия вверх до пересечения с соответствующей линией числа оборотов п. Из точки пересечения линий Qtam и п проводится горизонтальная линия до пересечения с линией v, соответствующей среднему значению кинематической вязкости жидкости в насосе. Из точки пересечения этих линий проводится вертикальная прямая до пересечения ее с соответствующими кривыми пересчетных коэффициентов: К Кц и К. Полученные точки пересечения дают значения пересчетных коэффициентов для определения подачи, напора и КПД при работе насоса на вязкой жидкости (2V, Hv, r|v, рассчитываемых по следующим формулам:

Q,J=KQQBom, (2.250) Hv = KnHt, (2.251) \ = KV\. (2.252) Формула (2.250) позволяет рассчитать по KQ и QBmn значение подачи Qv опт насоса в оптимальном режиме его работы на вязкой жидкости. Для определения параметров Hvom и t)vопт работы насоса на вязкой жидкости в оптимальном режиме следует в формулы (2.251) и (2.252) подставить значения # в о п т и г|вопт, взятые для оптимального режима по скорректированным характеристикам работы насоса на воде;

для определения напора Hv и КПД r|v при работе на вязкой жидкости с подачами 0,4<2вопт;

0,6>Bim;

0,8<2вмтг;

1'2 0воптИ 1»4 42ВОПТ необходимо в формулы (2.251) и (2.252) подставить значения Ниц, взятые соответственно для Q = 0,4 Q ;

GB = «-б QBom, Qt = 0,8 QBom, QB = 1,2 QBam и QB = 1,4 QBnm из скорректированных характеристик работы насоса на воде. В качестве коэффициента К^ в формулу (2.252) во всех случаях подставляется одно и то же значение коэффициента К независимо от режима работы насоса. В качестве коэффициентов Ки в формулу (9.251) подставляются значения, найденные по точкам пересе чения вертикальной линии (прямой) с соответствующими кривыми подач. Найденные значения Hv и r\v для различных Qv позволяют построить в интервале подач 0,4 < QJQKom< 1,4 характеристики Qv—Нч Зависимость Qv—Nv может быть построена после расчета соответствующих значений Qv и Hv ддя рассматриваемых режимов работы насоса по формуле: (2.253) где К — числовой безразмерный коэффициент;

0, 0, 1, 03 1,6 Q, дм /сек Рис. 9.29. Характеристики ступени насоса РЭДА В-16: 1 — у = 0,01 см2/с;

12 — v = 3,25 CMVC. Остальные номера кривых соответствуют работе насоса на вязкостях 0,01 < V < 3,25 см2/с р — плотность вязкой жидкости, кг/м. Таким образом, пересчет скорректированных характеристик центробежных насосов на ньютоновскую жидкость любой вязкости (при качественном изготовлении насосов) может быть выполнен по вышеописанному способу. Эксплуатация обводненных скважин УЭЦН выявила характерную особенность — образование водонефтяной эмульсии, которая обнаруживается на выкиде погружного центробежного насоса. Влияет ли и каким образом водонефтяная эмульсия на рабочие параметры центробежного насоса?

Вязкость v Q м'лис 1,0 10 10 IP3 •Луга Подача насоса Q Рис. 9.30. Номограмма для определения параметров работы центробежных насосов на вязких жидкостях по шести параметрам при работе на воде 9.4.5. ВЛИЯНИЕ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ НА РАБОТУ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА С точки зрения оценки работоспособности центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях необходимо вкратце остановиться на важнейших свойствах последних и возможности их образования в различных элементах добывающей системы. 9.4.5.1. Образование и некоторые свойства водонефтяных эмульсий Процесс образования эмульсии по существующему представлению состоит в диспергировании одной нерастворимой жидкости в другой нерастворимой жидкости и образовании на диспергированных частицах дисперсной фазы прочной адсорбционной стабилизирующей пленки, препятствующей коалесценции и расслоению эмульсии. Образование эмульсии может происходить в двух вариантах: самопроизвольное — при наличии в смешиваемых жидкостях компонентов, снижающих поверхностное натяжение на границе раздела двух жидкостей, и принудительное — при интенсивном перемешивании жидкостей. Можно предполагать, что в нефтепромысловой практике процесс образования эмульсии идет комплексно, т.е. самопроизвольное диспергирование сочетается с принудительным;

точнее, наряду с процессом интенсивного перемешивания жидкостей, идет физико-химический процесс образования на диспергированных частицах прочных стабилизирующих пленок. Не останавливаясь на механизме образования эмульсий, отметим, что прочная адсорбционная пленка на диспергированных частицах состоит из ряда веществ: кислот, низко- и высокомолекулярных смол, асфальтенов, микрочастиц парафинов и минералов, т.е. тех, которые присутствуют в растворенном или коллоидном состоянии в нефтях практически всех месторождений. Кроме того, пластовые минерализованные воды, содержащие ионы кальция и магния, увеличивают возможность и уменьшают время эмульгирования;

ионы же хлористого натрия увеличивают время образования эмульсии. Считается, что физико-химические свойства добываемой нефти и пластовой воды способствуют образованию прочных водонефтяных эмульсий. Наиболее важным свойством эмульсии является ее вязкость, которая, в зависимости от условий образования, значительно превышает вязкости жидкостей, образующих ее, т.е. вязкость эмульсии не подчиняется закону аддитивности. Вязкость водонефтяных эмульсий зависит, во-первых, от наличия эмульгаторов и создания прочной межфазной поверхностной пленки, т.е. состава и свойств вод и нефтей, образующих эмульсию, и, во-вторых, от процентного соотношения дисперсной фазы и дисперсионной среды, степени дисперсности, внешних условий образования эмульсии (давление и температура) и от градиента скорости. Такая сложная взаимосвязь не позволяет получить в настоящее время теоретической зависимости вязкости эмульсий от факторов, влияющих на нее. Вязкость и стойкость водонефтяной эмульсии зависят и от соотношения фаз: как правило, увеличение дисперсной фазы (воды) до определенного предела приводит к значительному повышению вязкости эмульсии. Для различных нефтяных месторождений величина этого предела колеблется от 35 до 70%, что видно из рис. 9.31 (исследования проведены при температуре 293 К). Дальнейшее увеличение процентного содержания воды приводит к резкому снижению вязкости эмульсии и ее стойкости. Вязкость и стойкость эмульсии в значительной степени определяются размерами частиц дисперсной фазы;

чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем больше вязкость и выше стойкость эмульсии. Дисперсность эмульсии зависит от физико-химических свойств смешиваемых жидкостей, интенсивности перемешивания, концентрации дисперсной фазы, а также от скорости и времени диспергирования. Установлено, что увеличение времени перемешивания жидкостей приводит к увеличению вязкости эмульсии. На способность образования водонефтяных эмульсий существенное влияние оказывают давление и температура, а на их стойкость—время существования эмульсии. Изменение давления приводит к изменению межфазного натяжения;

если для смешиваемых жидкостей существует давление смешения, при котором исчезает поверхность раздела между фазами, то процесс диспергирования облегчается. Если такого давления не существует, то увеличение давления, кроме изменения вязкости смешиваемых жидкостей, приводит к ухудшению процесса диспергирования. В настоящее время принято считать, что повышение температуры свыше 293 К ведет к увеличению времени образования эмульсии за счет понижения вязкости и прочности граничных пленок, к растворению ряда смол, асфальтенов и др. Увеличение температуры до 293 К приводит к ускорению процесса эмульсиеобразования. Время существования эмульсии сильно влияет на ее стойкость благодаря упрочнению пленок на диспергированных частицах. Для отдельных нефтей вязкость пленок через 24 часа при температуре 290 К увеличивается в тысячи и десятки тысяч раз. Одним из важных свойств эмульсий является обращение фаз (инверсия), зависящее от физико-химических свойств смешиваемых жидкостей, соотношения объемов фаз, дисперсности, природы эмульгатора и его количества в эмульсии. Таким образом, водонефтяные эмульсии являются чрезвычайно сложными системами, аналитическое исследование которых в настоящее время маловероятно. 9.4.5.2. Причины и места образования водонефтяных эмульсий в добывающей системе Анализ пластовых флюидов подавляющего большинства нефтяных месторождений России показывает, что они склонны к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Так, большинство нефтей в своем составе имеют силикагелевые смолы, парафины, асфальтены, серу и др., процентное соотношение которых может значительно изменяться. В химическом составе пластовых вод содержатся ионы С1, 3/ 'о X / |з (§ /у 10 20 )< М 1 к1 1\ ^ V/ 40 50 60 Вода, % 1 9 { \ Ч JEHECCCRV о Рис. 9 3 1. Зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от процентного содержания воды (дисперсной фазы): 1 — нефть пласта Д1 Шкаповского нефтяного месторождения и пресная вода;

2 — нефть угленосной свиты Арланского месторождения и пластовая вода;

3 — нефти пласта Д1 Туймазинского, Серафимовского и Шкаповского месторождений и пластовая вода S0 4, Na, Mg, Ca, HCO3, J и других элементов и соединений. Таким образом, присутствующие в пластовых жидкостях компоненты, при определенных условиях их сосуществования, характеризуют эти жидкости как склонные к образованию эмульсий. В процессе добычи нефти возможность образования эмульсий в продуктивном пласте и в интервале его перфорации незначительна. Чрезвычайно мала вероятность образования эмульсий и в интервале «забой—прием погружного оборудования», в чем нас убеждают многочисленные результаты исследования этого интервала путем отбора проб. Не образуется стойких водонефтяных эмульсий и в фонтанных скважинах, работающих без штуцера;

при работе со штуцерами в фонтанных скважинах могут образовываться водонефтяные эмульсии. Некоторые исследователи отмечали образование водонефтяных эмульсий в скважинах, эксплуатируемых компрессорным способом (в месте ввода газа). Глубиннонасосный способ эксплуатации в силу своей специфики более склонен к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Наиболее вероятными местами образования эмульсии при штанговой эксплуатации являются клапаны глубинного насоса и колонна НКТ. Длительный период пребывания воды и нефти в колонне НКТ, циклический характер подачи жидкости в трубы и возвратно-поступательное движение колонны штанг с множеством муфтовых соединений способствуют интенсивному перемешиванию жидкости и ее диспергированию с образованием водонефтяной эмульсии. Промысловые наблюдения показывают: наиболее стойкие эмульсии образуются в скважинах, эксплуатируемых погружными центробежными насосами. Есть несколько причин, способствующих в этом случае образованию эмульсий: неравномерность поля скоростей и давлений в рабочем колесе, направляющем аппарате и в зазорах между ними приводит к образованию турбулентных зон и вихрей. В частности, образование вихрей зависит и от режима работы насоса, особенно в области подач Q < Qom. Выход жидкости из рабочего колеса и дальнейшее ее движение в направляющий аппарат связаны с явлением, аналогичным удару. Таким образом, в центробежном насосе основным местом образования эмульсии являются рабочие органы (рабочие колеса и направляющие аппараты), а режим работы насоса и физико-химические свойства воды и нефти в значительной мере определяют степень эмульсиеобразования.

9.4.5.3. Номограмма для расчета параметров работы центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях В 1960-1965 годах на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений МИНХ и ГП им.И.М. Губкина выполнен цикл исследований по влиянию свойств водонефтяных эмульсий и газожидкостных смесей на параметры работы погружных центробежных насосов. Установлено, что при работе центробежных насосов на водонефтяных эмульсиях их рабочие параметры изменяются тем в большей степени, чем выше вязкость эмульсии (в сравнении с параметрами их работы на воде);

при этом подача, напор и КПД снижаются, а потребляемая насосом мощность возрастает. Результаты этих исследований представлены в виде зависимостей коэффициентов KQ, КП и К, вычисляемых по формулам (9.250+9.252) ! !! • " 1,0 0,9 0,8 0,7 0, — «:•••• у 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0, и / А v\ Кц 1, i 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0, о f r L j 7t / ^_,&> / 10' 10' 10' J Рис. 9 32. Зависимости коэффициентов KQ, Kn кК^ь функции числа Re для оптимального режима работы ?1|1ПТ в функции числа Рейнольдса, вычисляемого по формуле (9.249). На рис. 9.32 представлены зависимости коэффициентов KQ, KH и К в функции числа Re, полученные в результате обработки проведенных исследований для оптимального режима работы насоса. Здесь же для сравнения представлены зависимости этих коэффициентов для ньютоновских жидкостей тех же вязкостей, что и водонефтяные эмульсии (на рис. 9.32 показаны пунктирными линиями). На рис. 9.33 представлены зависимости Ки в функции числа Рейнольдса для других режимов работы насоса (0,4;

0,6;

0,8;

1,2;

1,4) QBom. Анализ данных зависимостей показывает, что коэффициенты напора Кн для водонефтяных эмульсий при работе насоса во всей областиисследованных подач (0,4+1,4)<2ВО|1Г в функции числа Рейнольдса изменяются несущественно при постоянном значении Re. Так, при Re = 1, |0,9 ^0, •* W [ z, i f 0,7 01 Г M.<МИН I МИНН I H-1WH 1,о «.б I 1 II ИНН l С"" "•• •• i дj 1,0 |о,9 $0,8 °0, У »•• 5 "' r, 0,9 0, •к х г.

,• W 0,7 1Г • • •с -- • 0,6 O( •n i i • — • • 1, г*.'* Ё 0,8 § 1,0 0, J 0, | ?

S Г si Яt •i t ioJ Рис. 933. Зависимости К„ в функции числа Re для режимов работы {0,4;

0,6;

0,»;

l,2;

l,4)Q,,,ar эти коэффициенты изменяются от 0,93 при Q = 1,4)вога. до 0,87 при Q — 0>4?вштг > т-е- разница в коэффициентах^ составляет всего около 7%. Примерно такая же разница в этих коэффициентах остается и при других числах Рейнольдса. Это позволяет для всей области исследованных подач использовать единую зависимость для коэффициента Кн, что и принято при построении номограммы. На основании рис. 9.32 и 9.33 построена номограмма, позволяющая пересчитывать •« г в • Г •i mi |Г « 1- 1 11 '1 ifv I MIL inn •i • •• Г Ш" [р 'ш Illl N 1К ч HV 010 30 40 50 55 60 70 Содер! о* о o"g> ' >S Вязк | | IS llllfv II не воды,' ь, 10"*-м2/с п, об/мин -2900, 10' 10 дм /сек ю ю ю Рис. 9 3 4. Номограмма для расчета рабочих параметров центробежного насоса при работе на водонефтяных эмульсиях по известным его параметрам при работе на воде ю (2 ВОП1, водяные характеристики центробежных насосов на водонефтяные эмульсии (рис. 9.34). Построение номограммы не отличается от такового для ньютоновских жидкостей, за исключением того, что на верхней части номограммы нанесена дополнительная шкала процентного содержания воды. Пунктирными линиями нанесены значения пересчетных коэффициентов для KQuK ньютоновских жидкостей. Порядок пользования номограммой показан пунктирной линией на следующем примере: QRom = 80 м3/сут, содержание воды в эмульсии 50%. Из значения содержания воды 50% опускается вертикаль до пересечения со шкалой вязкости. Проводится прямая данного значения вязкости (показана пунктиром). Из значения QBom = 80 м3/сут проводится вертикаль до пересечения с линией числа оборотов п. Из точки их пересечения проводится горизонтальная прямая до пересечения с пунктирной линией вязкости. Из точки пересечения этих прямых проводится вертикаль до пересечения с соответствующими зависимостямидлякоэффициентов^.^и^которыеравны:^ = 0,41;

KQ = 0,685;

Кн = 0,835. Затем по формулам (2.250+2.252) рассчитываются параметры работы насоса на водонефтяной эмульсии. В заключение следует отметить, что работа погружных центробежных насосов при откачке вязких жидкостей характеризуется изменением рабочих параметров, причем большие их изменения характерны для ньютоновских жидкостей при одинаковых вязкостях ньютоновской жидкости и водонефтяной эмульсии. На работу погружного центробежного насоса, кроме вязкости, определенное влияние оказывает свободный газ, содержащийся в откачиваемой жидкости при забойных давлениях ниже давления насыщения.

9.4.6. ВЛИЯНИЕ НА РАБОТУ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА СВОБОДНОГО ГАЗА В большинстве случаев при эксплуатации скважин УЭЦН давление на приеме насоса всегда меньше давления насыщения, что предопределяет работу насоса с определенным количеством свободного газа. Известно, что центробежные насосы весьма чувствительны к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В 60-е, 70-е годы в СССР было выполнено большое количество теоретических и экспериментальных исследований, показавших, что на работоспособность центробежного насоса существенное влияние оказывает не только количество свободного газа, но и его дисперс ность. Экспериментальным исследованиям подвергнуты центробежные насосы с различными коэффициентами быстроходности и типами отвода: улиточный, радиальный и осевой направляющие аппараты. Первые исследования проведены на специальных стендах на смесях «вода—воздух» и позволяют сделать следующие выводы: 1. Работа центробежных насосов на водовоздушных смесях характеризуется снижением внешних параметров: Q,H,Nnr\. 2. Снижение параметров работы насоса зависит от величины газосодержания в откачиваемой жидкости, увеличение которого до определенного предела приводит к прекращению работы насоса вследствие срыва подачи.

О 0,25 0,5 0,75 1,0 Q, дм /сек Рис. 9.35. Характеристики пяти ступеней погружного насоса ЭН-95 при работе на водовоздушных смесях при газосодержаниях от 0 до ОД 3. При откачке газожидкостных смесей по мере роста газосодержания Г (отношение объема газа к объему жидкости) резко сокращается область работы насоса по подаче и напору. На рис. 9.35 для примера приведены экспериментальные характеристики сборки из пяти ступеней погружного насоса ЭН-95 на водовоздушных смесях при изменении газосодержания Г от 0 до 0,10. Обобщение многочисленных результатов экспериментальных исследований позволяет установить следующее: 1. Независимо от конструкции рабочих органов, типа направляющего аппарата и коэффициента быстроходности внешние параметры изменяются незначительно от соответствующих при работе на воде только в области малых газосодержаний (0,01-0,02).

к„ = 1, н.

0,8 0,6 0,4 0,2 ч La, ^ • 0,05 0,10 0,15 Газосодержание, Г 0, к ZU Л» 0,8 0,6 0,4 0,2 О •ч ч 0,05 0,15 Газосодержание, Г б L т" 1 0, 0, N 0,6 0, Vs о > L 0,05 0,10 0,15 0,20 Газосодержание, Г в Рис. 936. Обобщенные зависимости Кп (а), Кп (б) и KN (в) в функции газосодержания 2. Наибольшее изменение при увеличении газосодержания испытывает напор насоса Н, а наименьшее — потребляемая мощность N. 3. Снижение относительных параметров исследованных насосов практически не зависит от режима их работы (оптимальный режим и режимы левее и правее QBom). 4. Увеличение числа ступеней насоса приводит к меньшему изменению напора и КПД и к большему изменению мощности. 5. Общий характер изменения относительных параметров исследованных насосов одинаков. На основании экспериментального изучения работы центробежных насосов погружного типа на газоводяных смесях можно предложить метод расчета их характеристик с использованием соответствующих характеристик при работе на воде. Метод применим для погружных центробежных насосов, работающих с числом оборотов в минуту 2800-2900. Обобщенные зависимости Кн, К и KN в функции газосодержания представлены на рис. 9.36. Используя эти зависимости, построим номограмму (рис. 9.37) для расчета параметров работы насоса на водовоздушных смесях по известным параметрам работы на воде. Пользование номограммой показано штрихпунктирной линией для газосодержания, равного 0,05. Из точки сО 0, \ \ \ ч А i i 0, 0, КГ" ч 0,10 Газосодержание, Г ч i — • i 1,0 0, -|0, 0, 0, 0, 0, 0, Рис. 9.37. Номограмма для расчета параметров работы насоса на водовоздушных смесях по известным параметрам работы на воде с газосодержанием 0,05 проводим вертикаль до пересечения с линией Кн. Из точки пересечения проводим горизонтальную линию влево до пересечения со шкалой К1Р получая точку 0,42, а также вправо до пересечения с линией К. Из точки пересечения этих линий проводим вертикаль —вверх до пересечения со шкалой^, получая точку 0,55 и вниз до пересечения с линией К^ Из этой точки проводим горизонтальную линию вправо до пересечения со шкалой К№ получая точку 0,72. Приведенная номограмма может использоваться для оценки снижения параметров центробежных насосов в рациональной области, когда газосодержание откачиваемой жидкости изменяется от 0,01 до 0,1. Область газосодержаний более 0,1 требует дополнительных исследований.

9.4.7. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 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. 9.4.7.1. Определение создаваемого давления (напора) погружным центробежным электронасосом Для определения напора центробежного насоса Н при отборе из скважины дебита Q A.A. Богданов рекомендует следующую формулу:

где //ст — статический уровень, м;

Я. — разность геодезических отметок устья скважины и сепарационной установки (трапа), м;

Hr — избыточное давление в трапе, выраженное в м столба жидкости, м;

Кпр — коэффициент продуктивности скважины, м3/(сутПа);

Q—производительность скважины, равная подаче насоса, м3/сут;

р — плотность добываемой жидкости, кг/м3;

g — ускорение силы тяжести, м/с2;

г7 — коэффициент гидравлического сопротивления подъемника и наземных коммуникаций. Пренебрегая вследствие малости величинами Я и Я и потерями на трение в наземных коммуникациях, уравнение (9.254) можно переписать в следующем виде:

где А — коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости в подъемнике;

На1 — 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) А предлагается определять приближенно, исходя из анализа промысловых наблюдений. Неточность данной зависимости для вычисления напора насоса связана не только с приближенным вычислением X, 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: Pn = P~-P* где Рн — давление, создаваемое насосом, Па;

Р цык — давление на выкиде насоса, Па;

(9-256) Рп — давление на приеме насоса, Па. Давление на приеме насоса можно записать в следующем виде:

/%,= Л * - ( 4 - # „ > ' « *, (9-257) где Рза6 — забойное давление, Па;

Lc — глубина скважины, м;

Нт — глубина спуска насоса, м;

Рш — средняя плотность смеси в интервале «забой—прием», кг/м3. Эта величина должна рассчитываться для конкретной скважины с учетом рекомендаций, изложенных в главе 6. Для заданной нормы отбора жидкости Q забойное давление определяется по индикаторной диаграмме скважины, либо рассчитывается по уравнению притока:

P**=P«,-M, VЛ (9.258) где Р^ — пластовое давление, Па;

К — коэффициент пропорциональности в уравнении притока;

п — показатель режима фильтрации продукции. Подставляя (9.258) в (9.257), получим:

Давление на выкиде погружного центробежного насоса определяется суммарными потерями энергии в нагнетательном трубопроводе и можт быть записано так: Л « = Р с М. Л, + Ру + ЛРтр + *РЖ + АРИН, (9.260) где рсм т —плотность газожидкостной смеси в колонне НКТ (подъемнике), кг/м3;

Р — противодавление на устье скважины в колонне НКТ, Па;

АРт, АРм,, ДРин — соответственно потери давления на преодоление трения, на местных сопротивлениях и инерционные, Па. Ранее уже было показано (глава 6), что слагаемыми АРмс и ЛРип можно пренебречь. Потери на трение в области однофазного движения вычисляются по известной зависимости: APw^0,8X QH d f\ (9.261) где Qx — подача насоса, м3/с, р ж — плотность жидкости, движущейся в подъемнике с внутренним диаметром d, кг/м3. Перепишем выражение (9.260) с учетом вышеизложенного: Л « = Рои.TgHm +Py+ 0,SkQlI^f'. (9.262) Входящая в зависимость (9.262) плотность газожидкостной смеси р см т может быть рассчитана для конкретных условий движения по соответствующим формулам главы 6. Таким образом, значение давления на выкиде погружного центробежного насоса можно рассчитать. Другим методом определения Р в ь | к является следующий. Заменим суммарные потери энергии (ДРтр + АРнс + ДРИН) через приращение фактической плотности газожидкостной смеси р шт на величину Др, равную: АР = р ! т - Р «. т, (9.263) где р*м.т — фиктивная плотность газожидкостной смеси в подъемнике, включающая, кроме потерь давления от гидростатического столба смеси, и суммарные потери (ЛРт + АРмс + ЛРин);

при этом: К т - Рем. т )gHa = АРтр + ДРМС + АРИН. (9.264) Подставляя выражение (9.264) в (9.260), получим: P»«-Py=PLrgHa. (9.265) Соотношение Рвык и Ру обуславливает 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 Ру, что приводит к снижению плотности жидкости р ж до величины р с нт, а с учетом компенсации потерь энергии в подъемнике — до величины р^.т • Подставляя выражения (9.259) и (9.265) в (9.256), получим: M + (LC- Нт )р'ы8 - Рт. (9.266) Данная зависимость и является искомой для вычисления давления, создаваемого погружным центробежным электронасосом, и учитывает газлифтный эффект Н'гэ:

H'=H\l Др P -P (9.267) где Н'п — газлифтный эффект, заниженный на сумму (АР + ДРмс + + АРИН), выраженную в метрах, м;

Нп — реальный газлифтный эффект (см. главу 6), м. Для сравнения и оценки конечных результатов, получаемых при использовании формул (9.255) и (9.266), проведены расчеты для скважин 395 и 696 Туймазинского нефтяного месторождения, в которых были проведены промысловые экспериментальные работы. Краткая характеристика этих скважин приведена в табл. 9.1.

Таблица 9. Характеристика скважин, оборудованных УЭЦН Параметры Глубина скважины Lc, м Глубина спуска ЭЦН //сп, м Статический уровень Н„, м Коэффициент продуктивности /прх10"4, т/(сут-Па) Дебит жидкости Q, т/сут Давление на устье Ру, МПа Давление на выкиде насоса Ряы„ МПа Плотность жидкости р ж, кг/м Номер скважины 395 1700 1202 435 0,347 77,1 0,196 7,64 800 1700 1587 200 0,847 174,6 0,294 10,56 Таблица 9. Результаты расчета напора насосов и газлифтного эффекта в скв. 395 и 696 Расчет по (9.255) X Re № СКВ Расчет по (9.266) PS.,. кг/м Рем, м Л,104 Па кг/м м РазЭкспериГазлифтность мент, расчета ный эф- значение напора ф е к т я ;

/См Я„по по (по П.Д. (9.255)и (9.267), м Ляпкову) (9.266), м 248 230 254 230 247 395 9900 0,031 786 696 23000 0,025 630 800 333 170, 538 В табл. 9.2 приведены результаты расчетов по формулам (9.255) и (9.266), а также представлены экспериментально определенные П.Д. Ляпковым высоты подъема жидкости за счет работы газа (газлифтные эффекты Н'п). Результаты проведенных расчетов показали, что зависимость (9.255) не может быть рекомендована к использованию, т.к. ошибки в расчете напора могут превышать 50%. Газлифтный эффект по зависимости (9.267) в сравнении с экспериментально определенным не превышает для скв. 395 3%, а для скв. 696 — 5%. Дня 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 (9.267), которые представлены в табл. 9.3.

Таблица 9. Сопоставление экспериментальных и расчетных значений газлифтного эффекта Скв. 395 И'„,м Расчет по (9.267) Эксперимент Ошибка, % Режим работы 1 254 247 2,8 2 275 262 5,0 3 340 320 6,2 1 230 220 4,5 2 200 190 5,2 Скв. 696 Режим работы 3 246 230 6,9 4 282 280 0,7 5 =314 300 4, Таким образом, средняя ошибка расчета Н'[3 по (9.267) составляет около 5%, что приемлемо для нефтепромысловой практики. 9.4.7.2. 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 (9.256). Сущность методики заключается в следующем. В колонну НКТ на выкид погружного центробежного электронасоса спускают на проволоке глубинный манометр. Производится запись давления на выкиде насоса Рвых1 при нормальном режиме работы с подачей Qx и 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 говорит о прекращении насосом подачи (Q2 = 0). В этот момент глубинный манометр регистрирует давление на выкиде насоса Р вык2 при давлении на приеме Рп 2. 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 (Ри,=Ра 2 = const). После подъема глубинного манометра и расшифровки бланка, определяется давление на выкиде насоса Рвык2 и записывается уравнение Л * = Л-2-Ло.

(9-268) где Р1й — давление, создаваемое насосом при Q2 = 0. Учитывая, что Рл соответствует давлению, развиваемому насосом на режиме нулевой подачи (Q2 = 0), т.е. когда напор насоса равен Я о, эту величину (Я()) определяют по характеристике Q—Я данного насоса. Давление, создаваемое насосом на режиме нулевой подачи таково: Гл = Рс*.„8И№ (9.269) где р см н — средняя плотность смеси (продукции скважины) в насо3 се, работающем на режиме нулевой подачи, кг/м. Определение средней плотности смеси (жидкости) в насосе р 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 Я с п и устьевого давления Ру, т.е. откуда Р * вьос -Р у При работе насоса на режиме нулевой подачи плотность смеси в насосе р см н равна плотности смеси в колонне НКТ р с м т :

Рш.,, = Рсм. т = Р -Р """„ У.

б " СП (9.270) С учетом выражения (9.270) перепишем (9.269) так:

Р — ° Яп ту (9.271) Подставляя (9.271) в (9.268), окончательно получаем: (9.272) 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 Я ш = 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 в ы к 1 и Р п, и замера 3 Р ! на режиме Qx = 175 м /сут закрыли манифольдную задвижку. Через 6 минут после ее закрытия наступила стабилизация устьевого давления Ру2, а глубинные манометры зафиксировали давления Р в ы к 2 и Рпр2 на режиме Q2 = 0. После завершения измерений открыли манифольдную задвижку, произвели подъем глубинных приборов и расшифровку бланков манометров. Результаты измерений представлены в табл. 9.4.

Таблица 9.4 Результаты измерения давлений в скв. 342 Параметры Давление на пыкиде, МПа Давление на приеме, МПа Давление на устье, МПа 704 Qt = 175 м3/сут Р в ы к 1 = 6, G2 = 0 Ршк2 =И.57 %2 = 5,4 Р 2 = 3, Л,Р1 = 5,2 Р у 1 = 1, С характеристики насоса ЭЦН5-130-600 имеем Но = 800 м. По выражению (9.272) рассчитываем давление на приеме при Q2 = 0:

Рпр2 -11,57^1 -115?fl 80Q lJi+ 77 2 2 5° 52 2 9 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 м7сут. Таким образом, предположение, чтоР„ х~Рп2~ const не 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%. 9.4.7.3. Уравнение совместной работы системы «пласт—скважина—насосная установка—подъемник» Широкое промышленное использование УЭЦН для эксплуатации добывающих скважин выявило интересную особенность, наблюдаемую по большинству скважин, где работают эти установки: изменение подачи установки при изменении противодавления на устье скважины Р. На рис. 9.38 представлены для примера зависимости подачи ЭЦН (дебита скважины) в функции устьевого давления для некоторых скважин Туймазинского месторождения. Скважины эксплуатировали пласты Д, и Д„ при обводненности продук3 3 ции от 0 до 60% при газовом факторе 45-50 м /м. Глубина спуска насосов 1026-1380 м;

насосы спущены на 51 мм НКТ. Дебит скважин перед исследованиями изменялся от 36 до 100 т/сут. Методика исследований заключалась в замере подачи установки и устьевого давления при изменении диаметров устьевых штуцеров. Исследования проводились при установившихся режимах работы системы. Исследования показали, что максимальная подача установки (дебит скважины) соответствует определенному значению давления на устье, которое для всех исследованных скважин не является минимальной величиной, а изменяется в пределах 0,2-0,45 МПа. Объяснить это явление законом работы подъемника (см. зависимости (9.260) или (9.265)) невозможно.

Рассмотрим закон работы каждого из элементов, составляющих единую гидродинамическую систему «пласт—скважина—насосная установка—подъемник». Закон работы системы «пласт—скважина» задан выражением (9.259). Закон работы центробежного насоса на воде может быть задан в следующем виде: PH = Pm-aQ? + bQ, (9.273) где Ри — давление, создаваемое насосом, МПа;

Q — подача насоса, м3/сут;

Рт — давление, создаваемое насосом на режиме нулевой подачи, МПа;

a, b — постоянные числовые коэффициенты, которые необходимо определять для каждого типоразмера насоса.

I Д 90 | V 3,/ г J гк) к ч § V /г о 0, Л s 0, -К 50 0,8 Ру,МПа Рис. 938. Зависимости подачи установки ЭЦН от устьевого давления: 1 — скв. 412;

2 — скв. 69;

3 — скв. 666;

4 — скв. 353;

% — режим работы скважины до исследования 0,4 Понятно, что влияние вязкости жидкости и свободного газа видоизменяет характеристику центробежного насоса, что может быть учтено. Закон работы подъемника описывается выражением (9.260) или (9.265). С учетом выражений (9.256), (9.259), (9.265) и (9.273) запишем: Рт - ( 4 -Н т )p' a t g + Рио =aQ2-bQ + M + p*. l g H m + Ру.(9.274) Vк Полученное уравнение (9.274) и является искомым уравнением совместной работы системы «пласт—скважина—насос—подъемник», которое может использоваться при анализе различных условий работы системы. Исходя из физического смысла и законов работы рассматриваемых элементов во всех случаях должно соблюдаться следующее условие:

Pm -W- h [ ( Пласт -Ha,)P:ugy(PH0-aQ2+bQ) Скважина Насос ^ Подъемник (9.275) Если не выполняется условие (9.275), уравнение (9.274) теряет физический смысл. Рассмотрим левые ветви зависимостей, представленных на рис. 9.38 (рост подачи установки до <2макс при одновременном росте устьевого давления Р ). В соответствии с законом работы пласта рост Q связан со снижением забойного давления и, соответственно, давления на приеме до величины Рпр - АРпр. Снижение давления на приеме на ДРп увеличивает количество свободного газа, выделяющегося из нефти. В соответствии с уравнением сепарации свободного газа у приема ЭЦН (см. главу 6), при росте Q коэффициент сепарации снижается и большее количество свободного газа попадает в насос, предопределяя переход работы насоса на нижележащую характеристику Q—Рн с большим газосодержанием (рис. 9.39), например, с характеристики Гг на характеристику Г, при одновре менном увеличении подачи Qx на величину Д(2 (линия 1);

при этом Гъ > Г2. Давление, создаваемое насосом в этом случае, снижается с величины Р)Л на величину АРн. Таким образом, левая часть условия (9.275) при увеличении Q на AQ снижается на величину АР = АРп + ДРн. Чтобы выполнялось условие (9.275), необходимо снижение и правой части на эту же величину. Так как рассматриваются левые ветви зависимостей рис. 9.38, при увеличении Q на AQ увеличивается и Р на АР, т.е. правая часть (9.275) возрастает, и нарушается само это условие. Условие (9.275) является авторегулируемым, поэтому нарушено быть не может. Соблюдение его в рассматриваемом случае может быть выполнено только при условии снижения слагаемого pt, т8^т за счет снижения Рс^т • Действительно, снижение давления на приеме и коэффициента сепарации свободного газа у приема ЭЦН приводит к увеличению свободного газа, попадающего в подъемник, снижая р^,т на такую величину Ар', чтобы было выполнено условие: АРпр + АРИ = (р*.т - Ap')gtfcn + АР у. (9.276) Условие (9.276) приводит к выполнению и условия (9.275). Правые ветви зависимостей с рис. 9.38 характеризуются снижением подачи (дебита) при одновременном увеличении Р. Снижение дебита приводит к увеличению Рп на ДР и, увеличению коэффициента сепарации свободного газа на приеме ЭЦН и попаданию меньшего количества свободного газа в насос, что предопределяет переход на вышележащую характеристику Q—Ри по линии 1 (рис. 9.39). При этом снижается подача насоса на AQ и возрастает давление, создаваемое насосом, на величину АРн. Таким образом, левая часть условия (9.275) возрастает на величину АРпр + ДРн. Правая часть (9.275) возрастает не только за счет роста устьевого давления на величину АРу, но и за счет роста первого слагаемого, связанного с увеличением плотности газожидкостной смеси р^,.т на величину Ар' за счет меньшего количества свободного газа, попадающего в подъемник. При этом выполняется следующее условие: ДРпр + АР„ = (р*.т + Ap')gtfcn + АР у. (9.277) Данное условие приводит к выполнению и условия (9.275). Рассмотрим возможные варианты работы погружного центробежного насоса в добывающих скважинах в зависимости от угла а (рис. 939):

1. Рост или снижение подачи насоса при постоянном давлении, создаваемом насосом (а = 0). 2. Рост подачи при росте давления, создаваемого насосом, или снижение подачи при снижении давления, создаваемого насосом (а < 90°). 3. Рост или снижение создаваемого насосом давления при постоянной подаче (а = 90°). 4. Рост подачи при снижении создаваемого насосом давления или снижение подачи при росте создаваемого насосом давления (а > 90°). Таким образом, полученное уравнение совместной работы рассматриваемой системы позволяет анализировать все возможные реальные промысловые ситуации и устанавливать наилучшие условия ее работы. Однимиз рациональных условий работы данной системы является поддержание у приема погружного центробежного насоса соответствующего давления. Л,.МГ1а i г3г2Г\ \г=о Qi Q, м /cyr Рис. 939. Характеристики Q—Ря погружного центробежного насоса при откачке газожидкостных смесей с различным газосодержанием: Г. >Г„ >Г, >Г, >Г, >Г=0 9.4.8. ДАВЛЕНИЕ У ПРИЕМА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА Как уже отмечалось, погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Многочисленные и длительные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы центробежного насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик для чистой жидкости (свободный газ отсутствует), а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Рот (насос работает в первой области). Вторая область работы ЭЦН характеризуется увеличением количества свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего реальные характеристики насоса отличаются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допустимым давлением на приеме Р доп. Третья область работы ЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа в откачиваемой жидкости, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса снижается существенно (вплоть до нуля при срыве подачи), и длительная эксплуатация ЭЦН в этой области становится невозможной. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Р п р с д. Ниже приводятся эмпирические зависимости для оценки Рот, Рлж и Рп а, справедливые при (цнл/цнп) ^ 3. Если отношение вязкости дегазированной нефти цт, приведенной к пластовой температуре, к вязкости пластовой нефти ц ш] превышает 3, требуются дополнительные исследования для корректировки нижеприведенных зависимостей. Оценка оптимального давления на приеме выполняется по следующим формулам:

при В < 0,6 Рот =^-/>„ а с (0,325-0,316В) ;

Мнп (9.278) при В > 0,6 Рт = ^ / ) н а с ( 6, 9 7 В - 4, 5 В 2 -2,43), Мни (9.279) где В — объемная обводненность продукции, д.ед.;

/'нас — давление насыщения, МПа. Для оценки допустимого давления на приеме ЭЦН используют следующие формулы: при В < 0,6 ^л„„ = — • ^„ас (0.198 - 0,18В) М™, (9 280t \• ) ' при В > 0,6 ^лон = — • Рж (2,62В - 1,75В2 - 0,85).

Мнп (9. 81) Предельное давление на приеме во всей области объемной обводненности 0 < В < 1 можно рассчитать по зависимости: Лрел = ^ Л 1 а с ( 0, 1 2 5 - 0, 1 1 5 В ). (9.282) V М„п ' Так как вязкость дегазированной нефти ц нл дается в справочной литературе при температурах 20°С и 50°С, для расчета вязкости цш при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой:

(928з) ' где и,, ц20, ц я — соответственно относительные (по воде) динамические вязкости дегазированной нефти при температурах 120 и 50°С. При t = 20° вязкость воды цв = 1 мПас. Более точное вычисление Ртп, Рдт и Рп проводится по тем же зависимостям, но ц|иД|.нг1 рассчитывается при средней температуре в насосе Тп:

у или (9.284) (9.285) где tH^ — температура продукции скважины на глубине спуска установки (перед погружным электродвигателем), °С;

At — приращение температуры продукции за счет работы установки (насос + электродвигатель), °С;

А/д, Д/м — приращение температуры продукции за счет работы ПЭД и насоса соответственно, °С. Расчет t,ia ведется с использованием уравнения распределения температуры в скважине (см. главу 6). Методика расчета Д/н, Д/д и At изложена ниже. Вопрос выбора соответствующего давления на приеме УЭЦН представляет сложную технико-экономическую задачу и является одним из принципиальных, определяя эффективность работы всей системы.

9.4.9. ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА ПОГРУЖНОГО АГРЕГАТА УЭЦН Каждый типоразмер погружного электродвигателя имеет допустимую температуру охлаждающей жидкости (продукции скважины), которой он омывается. Так как КПД погружного агрегата, влияющего на температурный режим его работы, всегда существенно меньше единицы, значительная часть потребляемой агрегатом мощности теряется. Поскольку процесс эксплуатации скважины — процесс временной, потери мощности (а значит, и энергии) достигают огромных величин. В конечном счете эта часть энергии превращается в теплоту, передаваемую откачиваемой жидкости (продукции скважины). В результате температура продукции повышается, но для правильно подобранной установки она не должна превышать допустимой паспортной величины. Сущность методики расчета температурного режима погружного агрегата (насос + двигатель) заключается в следующем. По скорректированным на реальные свойства продукции скважины (вяз кость, свободный газ и т.п.) характеристикам подобранного центробежного насоса для заданной подачи (дебита скважины) Q определяются давление, создаваемое насосом Рп, КПД насоса г|н и потребляемая им мощность Nim. Затем по характеристике подобранного погружного электродвигателя и известной потребляемой насосом мощности Nmi (которая является полезной мощностью для электродвигателя Л^пол д ) определяются КПД электродвигателя т]д и потребляемая им мощность N. Потребляемая электродвигателем мощность Nm может быть рассчитана по паспортным номинальным данным каждого типоразмера ПЭД: силе тока / и напряжению U на клеммах электродвигателя, а также величине cos ср Nm = VWcoscplO3 [кВт]. (9.286) Дальнейший расчет ведется в следующей последовательности: — рассчитываются потери электрической мощности в ПЭД ANR А \ = *»-*п«.ЛкВт], (9.287) — рассчитывается количество электрической энергии, теряемое ПЭД за сутки PR Р д = МГд • 24, [кВт-ч], (9.288) — предполагая, что вся эта энергия в конечном счете превращается в теплоту Гд, можно рассчитать количество теплоты Гд = схР,[ккал], (9.289) где а — коэффициент, равный 860 ккал/(кВт-ч), — рассчитывается повышение температуры продукции скважины за счет потерь мощности в электродвигателе Д/д ^~,[°C], (9.290) где с, р — удельная теплоемкость и плотность продукции скважины соответственно, ккал/кгтрад;

кг/м3;

Q — подача насоса, м3/сут;

— рассчитывается температура охлаждающей ПЭД продукции скважины ta '« = '*. + * «.

С- ) 9 где tllen — температура продукции скважины на глубине спуска установки, °С;

— рассчитывается полезная мощность насоса Nmm H QP W.»..,. =gg-j-,[KBr], (9.292) где Ри — давление, создаваемое насосом, МПа, — рассчитываются потери электрической мощности в погружном насосе &NH ^.^„„-^.„ЛкВт], (9.293) где Nim — мощность, потребляемая насосом, кВт, — рассчитывается количество электрической энергии, теряемое насосом за сутки Р Ри = AW-24, [кВтч], (2.294) — рассчитывается количество теплоты, выделяемое насосом за сутки Тн Тн = а-Ри, [ккал], (2.295) — рассчитывается повышение температуры продукции за счет потерь мощности в насосе А/н К 1°С].

(9.296) Если рассматривать температурный режим погружного агрегата в целом, можно рассчитать повышение температуры на выкиде насоса А/:

Ч 24a(N IQ -N ) >[°C].

(9.297) Подогрев продукции скважины за счет работы погружного агрегата УЭЦН, как показывает практика, снижает и интенсивность отложений парафина в подъемнике.

9.4.10. ОСНОВЫ ПОДБОРА УЭЦН К СКВАЖИНЕ В настоящее время известно много различных методик подбора УЭЦН как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на анализе существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны, перегружены расчетами непринципиальных характеристик (например, расчет температуры в обмотках ПЭД, хотя промысловому инженеру достаточно знать паспортную величину температуры продукции скважины, омыва ющей ПЭД) и требуют много дополнительной информации, не относящейся к эксплуатации скважин. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях России. В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты: 1. Эффективность работы погружного насоса определяется давлением и коэффициентом сепарации свободного газа у его приема, т.е. количеством свободного газа, попадающего в насос и трансформирующего его характеристики. 2. Реальные характеристики насосов могут отличаться (иногда значительно) от паспортных. 3. Свойства откачиваемой из скважины продукции (вязкость нефти или эмульсии, обводненность, газонасыщенность) оказывают существенное влияние на характеристики погружного центробежного насоса. 4. Подача насоса, свойства откачиваемой продукции и КПД установки определяют температурный режим работы погружной установки.

О 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 Я, м Рис. 9.40. Эталонные кривые распределения давления (ра = 1170 кг/м3): 1, 2,3,4 и т.д. — соответственно при обводненности В = 0;

0,1;

0,2;

0,3;

0,4;

0,5;

0,6;

0,7;

0,8;

0,9;

1,0 Таблица 9. Основные характеристики флюидов некоторых нефтяных месторождений РФ р Месторождение, горизонт Осинское, Серпуховский горизонт Кырыкмасское Гожанское, Яснополянский горизонт Барыкинское Сгепановское Нурлатское, Угленосный горизонт Лесное, Тульский горизонт Южно-Шегурчинское, Турнейский ярус Шегурчинское, Турнейский ярус Ямашкинское, Турнейский ярус Верхне-Уратьминское, Турнейский ярус Азевское, Пашийский горизонт Контузлинское Кузбаевское, Бобриковский горизонт Арланское, Угленосная толща Жирновско-Бахметьевское, Нижнебашкирский горизонт нас » Со, NTVM МПа 8,7 7,3 6,8 7,3 7,1 6,5 7,4 7,1 7,4 7,3 6,1 7,2 7,8 7,8 6,6 6,7 7,5 7,9 6, «н 1,04 1,04 1,04 1,03 1,04 1,04 1,03 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05 1,05 1,04 1,05 1,06 1,04 1,04 1, Рим.

Рид Инг, а, кг/м кг/м мПа-с 14, 19,1 16,6 17 16 17 19,9 15,6 15 16,7 20,8 18 14,4 14,5 15,4 18 19,4 13, 15, 876 874 902 2,2 2,3 2, to to *. to 893 910 13, 29,7 892 899 896 881 876 879 884 869 17,6 37,5 17,5 17,3 20, 2,1 2,1 2, " 915 902 892 890 899 885 2, 2, 15,4 12,2 15 14,2 24,3 20, 1, 2 2, 884 ~ 895 2, 1,9 1, 2, 5. Для нефтяных месторождений России, данные о которых представлены в табл. 6.3 и 9.5, давление на выкиде насоса Р в ы к определяется по соответствующим кривым распределения дав ления в подъемнике (эталонным кривым распределения давления): рис. 9.40 — для группы месторождений табл. 6.3, рис. 9.41 — для группы месторождений табл. 9.5. Представленные эталонные кривые распределения давления справедливы при дебитах от 23 до 475 т/сут для диаметров подъемников 0,048 и 0,060 м. Эти зависимости приведены к давлению на устье скважины, равному нулю. При любом устьевом давлении давление на выкиде насоса находится так, как это показано на рис. 9.40 для следующих условий: Ру = 1,5 МПа;

глубина спуска насоса Я с п = 855 м;

обводненность продукции В = 0,2. На оси давлений откладывают Ру = 1,5 МПа и проводят горизонталь до пересечения с кривой 3, соответствующей обводненности В = 0,2, получая глубину Н = 395 м. К этой глубине прибавляют глубину спуска насоса 855 м и получают глубину 1250 м. Из данной глубины проводят вертикаль до пересечения с кривой 3 и получают давление на выкиде насоса Рвык = 7,25 МПа. Давление на выкиде насоса можно рассчитать, используя соответствующие зависимости раздела 9.4.7.1.

Р, МПа 8 7 6 5 4 3 2 У>7. У/ У/ У У,У/ У/ у, У/У У/ у, У/ У/ У/, Ул У, У У/. У/, У/ У/, У/, Уу,У/. у V У/, У/, / У/, У? 'У, у О 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 11001200 1300 Н, м Рис. 9.41. Эталонные кривые распределения давления (ра = 1100 кг/м3):

А А 1, 2, 3,4 и т.д. — соответственно при обводненности В = 0;

0,1;

0,2;

0,3;

0,4;

0,5;

0,6;

0,7;

0,8;

0,9;

1,0 Суть метода подбора заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт—скважина—подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт—скважина—насос—подъемник». Под гидродинамической характеристикой понимается совокупная характеристика системы «пласт—скважина—подъемник», которая выражается графической зависимостью потребного давления (напора) в функции дебита скважины (подачи насоса). Закон работы пласта и скважины задается уравнением (9.259), из которого, принимаяРп =Р1ХП (рассчитанного по (9.278) или (9.279), вычисляют глубину спуска насоса На:

H,=LPCMS (9.298) По рассчитанной величине Нт для заданных Р и обводненности В по соответствующим кривым распределения давления (рис. 9.40 или 9.41) определяется давление на выкиде насоса Р для заданного де 0 С2 пъ QA 2,м/сут Рис. 9.42. Гидродинамическая характеристика системы «пласт—скважина— подъемник» (линия 1) и реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2, 3 и 4) бита скважины (подачи насоса) Q. Потребное давление Рпт, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, рассчитывается так: Рпот = Р^-Гот(9-299) Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующие величины Я ш, Р вык и Рпт и строят графическую зависимость Рпт = /(>), которая представлена на рис. 9.42 (линия 1). На этом же рисунке нанесены реальные характеристики трех погружных центробежных насосов (линии 2,3 и 4). Точки пересечения характеристик насосов с гидродинамической характеристикой определяют совместные (согласованные) режимы работы всей системы: Q2 и /»пой;

Q3 и Р^у <24 и р,тЛ- После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой УЭЦН подбираются все остальные элементы погружного агрегата, кабель, станция управления и т.п. Наконец, проверяют поперечные габариты погружного агрегата с кабелем и соответствие их поперечному габариту скважины, а также температурный режим работы УЭЦН. Изложенная суть подбора УЭЦН к конкретным условиям скважины сохраняется в любой известной методике подбора;

при этом отдельные технологические параметры, например, давление на выкиде Рвык или давление на приеме насоса Р м могут определяться (рассчитываться) по другим методикам. 9.5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПОРШНЕВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) предназначены для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей. Погружной агрегат ГПНУ состоит из трех основных элементов: поршневого гидравлического двигателя, плунжерного (поршневого) насоса, соединенных между собой жестким штоком, и золотникового управляющего устройства, привод которого осуществляется от соединительного жесткого штока (золотниковое устройство гидравлического типа).

9.5.1. СХЕМЫ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ГПНУ Оборудование ГПНУ состоит из наземной и погружной частей. Наземная часть включает силовой и подпорный насосы, емкость и оборудование для подготовки силовой жидкости, систему трубопро водов и кранов, а также контрольно-измерительные приборы. Погружной агрегат является сложной гидравлической машиной с очень высокой точностью изготовления пар трения: «поршень— цилиндр» гидродвигателя;

«поршень (плунжер)—цилиндр» насоса и гидравлического золотникового устройства. На рис. 9.43 приведены схемы погружных агрегатов: с плунжерным насосом одинарного действия (схема а) и с поршневым насосом двойного действия (схема б). Погружной агрегат, как правило, сбрасываемого типа, т.е. спуск его в скважину, посадка в посадочный конус (фикХод вверх ПС + СЖ Ход вниз ПС + СЖ СЖ СЖ t.. I..

t Л ло \ л л л ч ПС Рис. 9.43. Принципиальные схемы погружного агрегата ГПНУ: а — с плунжерным насосом одинарного действия;

б — с поршневым насосом двойного действия;

I — гидродвигатель;

II — плунжерный (поршневой) насос;

1 — цилиндр гидродвигателя;

2 — поршень гидродвигателя;

3 — уплотнитель-разделитель;

4 — соединительный жесткий шток;

5 — плунжер (поршень) насоса;

6 — цилиндр насоса;

7 — всасывающий клапан;

8 — нагнетательный клапан;

9 — перепускной канал;

10 — канал подвода силовой гидрожидкости (СЖ);

11 — канал отвода продукции скважины (ПС) и силовой жидкости;

12 — золотниковое устройство сация агрегата в колонне НКТ) и подъем из скважины осуществляются силовой жидкостью (СЖ), хотя известны конструкции погружного агрегата, спускаемые в скважину на колонне НКТ. Эксплуатация скважин ГПНУ осуществляется по двух- или трехканальной схемам. При двухканальной схеме в скважину спускаются концентрично две колонны НКТ: по внутренней колонне малого диаметра подается силовая жидкость к погружному гидродвигателю;

кольцевой зазор между колоннами НКТ служит для подъема продукции скважины (ПС) и отработанной силовой жидкости. Двухканальная схема может быть реализована и при одной колонне НКТ, но при этом колонна НКТ пакеруется в скважине: по НКТ подается силовая жидкость, а по затрубному пространству поднимается смесь продукции скважины и силовой отработанной жидкости. В качестве силовой жидкости в этом случае используется сама продукция скважины, что, естественно, требует ее определенной подготовки на устье, усложняя наземную часть оборудования. Более предпочтительной является трехканальная схема, при которой силовая жидкость не смешивается с продукцией скважины, но она требует спуска в скважину трех колонн НКТ: по внутренней колонне к гидродвигателю подается силовая жидкость;

отработанная силовая жидкость поднимается на устье по кольцевому зазору между первой (внутренней) колонной НКТ и второй. Продукция скважины поднимается по кольцевому зазору между второй и третьей (наружной) колоннами НКТ. Такая схема может быть реализована и при спуске двух колонн НКТ, но наружная колонна должна быть запакерована в скважине;

подъем продукции скважины в этом случае осуществляется по затрубному пространству. Принцип действия погружного агрегата с плунжерным насосом одинарного действия (рис. 9.43 а) следующий. Рассмотрим ход вверх. При подаче силовой жидкости в канал подвода 10 золотниковое устройство 12 по перепускному клапану 9 подводит силовую жидкость под поршень 2 гидродвигателя I, вследствие чего поршень гидродвигателя движется вверх, вытесняя отработанную силовую жидкость из цилиндра 1 через перепускной канал 9 и золотниковое устройство 12 в канал для отвода ПС и СЖ 11, в котором они смешиваются и поднимаются на устье. Плунжер насоса 5, жестко соединенный с поршнем 2 гидродвигателя, также движется вверх;

при этом нагнетательный клапан 8 закрыт, а всасывающий клапан 7 открыт. Продукция скважины вытесняется из цилиндра 6 над плунжером в канал для отвода ПС и СЖ 11;

одновременно ПС поступает в цилиндр насоса под плунжером 5. Когда поршень гидродвигателя приходит в верхнюю мертвую точку, золотниковое устройство переключает подачу силовой жидкости в цилиндр гидродвигателя над поршнем (позиция золотникового устройства 12 на рис. 9.43 б). Поршень 2 и плунжер 5 начинают движение вниз. Отработанная силовая жидкость из-под поршня гидродвигателя через перепускной канал 9 и золотниковое устройство 12 вытесняется в канал отвода 11. Всасывающий клапан 7 насоса закрывается, открывается нагнетательный клапан 8, и продукция скважины перетекает через плунжер в цилиндр 6 над плунжером 5 и далее — в канал отвода 11. Принцип действия погружного агрегата с поршневым насосом двойного действия (рис. 9.43 б) следующий. При ходе вниз силовая жидкость из канала подвода 10 через золотниковое устройство 12 и пропускной канал 9 подается в цилиндр1 гидродвигателя над поршнем 2, заставляя его двигаться вниз. Отработанная силовая жидкость из-под поршня 2 через перепускной канал 9 и золотниковое устройство 12 вытесняется в канал отвода 11. Движение вниз совершает и поршень 5 насоса. При этом нижний всасывающий клапан 7 закрыт, а верхний всасывающий клапан 7 открыт;

нижний нагнетательный клапан 8 открыт, а верхний нагнетательный клапан 8 закрыт. Из объема цилиндра 6 под поршнем продукция скважины нагнетается в канал отвода продукции 11, смешиваясь в нем с отработанной силовой жидкостью. Объем цилиндра 6 над поршнем 5 при движении его вниз через верхний всасывающий клапан 7 заполняется продукцией скважины. При ходе вверх открывается нижний всасывающий клапан 7 и закрывается верхний всасывающий клапан 7;

при этом нижний нагнетательный клапан 8 закрыт, а верхний нагнетательный клапан 8 открыт. Идет заполнение скважинной продукцией объема цилиндра 6 под поршнем 5 и вытеснение скважинной продукции из объема цилиндра 6 над поршнем 5. Выше описаны только принципиальные схемы погружных агрегатов с насосами одинарного и двойного действия. В погружном агрегате с насосом одинарного действия дифференциального типа роль золотникового устройства выполняет специальный управляющий клапан с каналами, размещенными в поршне гидродвигателя. ГПНУ в сравнении с другими типами бесштанговых установок обладают следующими преимуществами: — возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик;

— простота управления;

— упрощение подземного ремонта, т.к. спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом;

— возможность эффективной эксплуатации наклонно-направленных скважин. В то же время этим установкам присущи и существенные недостатки: — сложность и громоздкость наземного оборудования;

— высокая металлоемкость;

— для двухканальных схем необходима специальная подготовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин;

— невозможность откачки продукции с механическими примесями.

9.5.2. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ГПНУ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ ОДИНАРНОГО ДЕЙСТВИЯ К основным рассчитываемым параметрам относятся: давление и расход силовой жидкости, подача погружного насоса, мощности и КПД установки. 9.5.2.1. Расчет давления силовой жидкости Давление силовой жидкости Рс на выкиде силового насоса, установленного на поверхности: — при ходе поршней погружного агрегата вниз Рт Лн=^.-(Яа1-А^)р^, — при ходе поршней погружного агрегата вверхР а Pa=PL-(Ha-&hb)peg, (9.301) где P'm,P'a —соответственно давление силовой жидкости у погружного гидродвигателя при ходе его поршня вниз и вверх, Па;

Нт — глубина спуска погружного агрегата в скважину, м;

ДАс — гидравлические потери при движении силовой жидкости в канале подвода от силового наземного насоса до гидродвигателя, м;

р с — плотность силовой жидкости, кг/м3. Давление силовой жидкости в гидродвигателе: — при ходе вниз Р ;

= (На, + АЛС11 )pcng + Ру + СИI Fm, (9.302) (9.300) — при ходе вверх [(Нт + М ш )p c n g - hnPag + Py]FH + GB F -F ' (9.303) Д *Ш где ДЛсм — гидравлические потери при движении смешанного потока (силовой жидкости и продукции скважины) в канале отвода от погружного агрегата до устья скважины, м;

р а | — плотность смеси силовой жидкости и продукции скважины, кг/м3;

Р — давление на устье скважины, Па;

G, GB — суммарные силы сопротивления в погружном агрегате при ходе поршней вниз и вверх соответственно, Н;

F — площадь поперечного сечения жесткого соединительного штока, м2;

Fa — площадь поперечного сечения поршня гидродвигателя диаметром dR, м2;

FH — площадь поперечного сечения поршня погружного насоса диаметром dti, м2;

Лп — глубина погружения агрегата под динамический уровень, м;

р — плотность добываемой продукции, кг/м3. 9.5.2.2. Расчет расхода силовой жидкости Объем силовой жидкости, приходящийся на один двойной ход гидродвигателя или v;

=^[dXHd'-Os^ к (9-304) где F3 — площадь сечения большой головки золотника диамет2 ром d3, м ;

5 а — длина хода поршней погружного агрегата, м;

5 з — длина хода золотника, м;

к — коэффициент расхода силовой жидкости, учитывающий степень наполнения гидродвигателя и утечки силовой жидкости к = QJQ^ ;

(9.305) Qc — суточный расход силовой жидкости при числе двойных ходов в минуту п, м3/сут;

Q — теоретический расход силовой жидкости при расчетной длине хода поршня и золотника, м3/сут. Суточный расход силовой жидкости при числе двойных ходов п в минуту (м3/сут): Qc = V'ji-60-24 = 1131 [dlSa+{dl-di)S3] ш. (9.306) 9.5.2.3. Расчет подачи погружного насоса Объем продукции скважины за один двойной ход плунжера погружного насоса или Q' = ^ X (9.307) где SH — реальная длина хода плунжера погружного насоса, м. Суточная теоретическая подача погружного насоса при числе двойных ходов п в минуту (м3/сут): 0 Т = Q'n • 60 • 24 = 1131

TICH — (9.311) (9.312) Лса = Л ( ;

н т 1 п л м ;

КПД силового наземного насоса (= 0,9), д.ед.;

Лп — КПД передачи (= 0,95), д.ед.;

г|эд — КПД приводного электродвигателя (= 0,85), д.ед. Полезная мощность погружного агрегата (погружного насоса) Nnm:

где Р в ы к — давление на выкиде погружного насоса, МПа;

Рп — давление на приеме погружного насоса, МПа. Указанные давления рассчитываются аналогично, как это рассмотрено ранее;

при этом расчет Рп ведется так же, как при эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами. Коэффициент полезного действия установки 9.5.3. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ГПНУ С ПОГРУЖНЫМ НАСОСОМ ДВОЙНОГО ДЕЙСТВИЯ (ДВУХКАНАЛЬНАЯ СХЕМА) ГПНУ с погружным насосом двойного действия является более производительной в сравнении с предыдущей. 9.5.3.1. Расчет давления силовой жидкости Рассмотрим случай, когда диаметры поршней гидродвигателя и погружного насоса различны. Воспользуемся схемой погружного агрегата, представленной на рис. 9.44, на которой отмечены действующие в нем давления и силы при ходе вверх. Введем следующие обозначения: da — диаметр поршня гидродвигателя, м;

dm—диаметр соединительного штока, м;

dH — диаметр поршня насоса, м;

F O T —площадь поперечного сечения нижнего торца поршня гидродвигателя, м2;

^ = Fm-Fm;

(9.315) Fm—площадь поперечного сечения верхнего торца поршня гидродвигателя, м2;

F — площадь поперечного сечения соединительного штока, м2;

F — площадь поперечного сечения нижнего торца поршня насоса, м2;

F — площадь поперечного сечения верхнего торца поршня насоса, м2;

F lib =F III I -F ;

III' (9.316) V ' P'a, —давление силовой жидкости на поперечное сечение нижнего торца поршня гидродвигателя, Па;

P'QB — давление отработанной силовой жидкости на поперечное сечение верхнего торца поршня гидродвигателя, Па;

Рпп —давление продукции скважины, действующее на поперечное сечение нижнего торца поршня насоса, Па;

Рт — давление продукции скважины, действующее на поперечное сечение верхнего торца поршня насоса, Па. Рассмотрим силы, действующие в погружном агрегате при ходе вверх. Силы, направленные вверх: — сила от давления силовой жидкости в гидродвигателе Р' F • Двигатель Рис. 9.44. Схема погружного агрегата с насосом двойного действия, действующие давления и силы (ход вверх) — сила от давления продукции скважины в насосе РF.

[Ill НИ Силы, направленные вниз: — сила от давления отработанной силовой жидкости в гидродвигателе Р' г F• ев л дв > — сила от давления продукции скважины в насосе Р F• ив нв> — сила трения при движении поршневой группы вверх G T p e. Движение поршневой группы вверх возможно при соблюдении следующего условия: (Р' F +P F )>(P' F +P F +G ) \* с м ' ян А ни * ни / ~" \ св* дв т • пв* ив * т тр. в / » откуда давление силовой жидкости в гидродвигателе при ходе вверх Р« * п / ^ * СВ ДВ [IB НВ j—*ЛИ ТП. В [ПС* НН.

(9.317) Давление силовой жидкости в наземном насосе Р*а1 при ходе поршневой группы погружного агрегата вверх таково: П, = К, - {На1 - Ahc )pQg + ДР„, (9.318) где На1, ДЛс, р с — то же самое, что и в формуле (9.301);

ДРв — потери давления в перепускном канале и золотниковом устройстве при ходе вверх, Па. Поступая аналогично, получим условие движения поршневой группы вниз:

р' р< Д,р р. f~i р В р КЪ ;

Т " " ~ " "°, (9.319) где GT и — сила трения при движении поршневой группы вниз. Давление силовой жидкости в наземном насосе Р, при движении поршневой группы погружного агрегата вниз таково: ^а, = К. ~ (Я а, " АЛС )p c g + ДР„, (9.320) где АРн — потери давления в перепусном канале и золотниковом устройстве при ходе вниз, Па. Входящие в зависимости (9.317) и (9.319) давления записываются в следующем виде:

погружной насос — ход вверх ^в=^в Ы к.сп + ^. „. Л-.-ЛР-ДР»..;

— ход вниз Л.-ЛФ-Д^, ^ „ = ^ык.сп + ^ к л. „.

(9-321) ( 9 ) (9-323) (9-324) Ртк т = Ру + ( Яп - ААа1) p OI g, (9.325) (9.326) (9.327) р. = р ( l - n. ) + p./z., гидродвигатель — ход вверх силовая жидкость Р' =Р Х В -АР • ш (9 328) \У.ЛЛЗ) СИ Х ВЫК. С | | отработанная силовая жидкость Р' = Р ••ев * вык. сп - АР i u (Я 329^ \У.Э,У) в• > Кв.с=Р1+(Нт-Мс)Peg ;

— ход вниз силовая жидкость Р' =Р" (9.330) -АР " * If) Г9 \7.ЭОУ) СВ х ВЫК. с отработанная силовая жидкость ^,=Лык.сп-АР н, С*.с = Р"„ + (На -Ahc)pcg, (9.332) (9.333) где Р в ы к сп — давление на выкиде канала, по которому движется смесь: продукция скважины и отработанная силовая жидкость, Па;

Рпр — давление на приеме погружного насоса, вычисляемое, например, по формуле (9.257), Па;

ДР О н, АР^в — соответственно потери в нагнетательном и всасывающем клапанах насоса, Па;

Р — давление на устье скважины в канале отвода по которому поднимается смесь продукции скважины и отработанной силовой жидкости, Па;

ДЛа] — гидравлические потери при движении смеси продукции скважины и отработанной силовой жидкости в канале отвода, м;

р сп — плотность смеси продукции скважины рп и силовой отра3 ботанной жидкости рс, кг/м ;

пс — доля отработанной силовой жидкости в смеси с продукцией скважины, д.ед.;

Qc — суточный расход отработанной силовой жидкости, м3/сут;

Q — суточная подача погружным насосом продукции скважины (дебит скважины), м3/сут;

^вык с — давление на выкиде канала подвода силовой жидкости при ходе вверх, Па;

^в'ык с — давление на выкиде канала подвода силовой жидкости при ходе вниз, Па. 9.5.3.2. Расчет расхода силовой жидкости Объем силовой жидкости за один двойной ход поршневой группы гидродвигателя составляет:

К' = 1ЛА +№ -FJS, +FUS,]K, (9.334) где S^ 5 y Fj FIUHK — те же самые параметры, что и в зависимости (9.304), причем коэффициент расхода силовой жидкости к рассчитывается по (9.305). 3 Суточный расход силовой жидкости (м /сут) при числе двойных ходов п в минуту составит: Qc =1440/i[(Fm +Fm)Sa +(F, -FW)S3]K. (9.335) 9.5.3.3. Расчет подачи погружного насоса Объем продукции скважины, вытесняемый насосом в выкидную линию при ходе вверх, составляет: K» = FmSa, [м3], (9.336) а при ходе вниз: K» = FmSa, К ]. (9.337) Общий объем продукции за один двойной ход (п = 1): V=Vm + Vmi = (Fw + FJSB, [ыЦ. (9.338) Суточная теоретическая подача погружного насоса при числе двойных ходов в мин п (м3/сут):

GT = V • n • 60 • 24 = 1440 (Fm + FJ Sd n.

(9.339) Q^=144OS,n(Fm + FJi]> (9.340) где TI — коэффициент подачи насосной установки, д. ед. Расчет мощности и КПД установки производится аналогично, как показано в 9.5.2.4;

Pages:     | 1 |   ...   | 6 | 7 || 9 | 10 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.