Определение глубины подвески ПЦЭН

Глубина подвески насоса определяется:

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Н_д при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Н_п, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Р_у, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока h_тр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Н_г, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать

. (11.1)

По существу все слагаемые в (11.1) зависят от отбора жидкости из скважины.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.

Если уравнение притока известно

,

то, решая его относительно давления на забое Р_с и приведя это давление в столб жидкости получим

(11.2)

или

,

откуда

, (11.3)

где ρ_ср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h- высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.

Вычитая hиз глубины скважины (до середины интервала перфорации) H_c, получим глубину динамического уровня H_д от устья

. (11.4)

Если скважины наклонны и φ₁ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от забоя до уровня, а φ₂ - средний угол наклона относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести поправки на кривизну скважины.

С учетом кривизны искомое H_д будет равно

. (11.5)

Здесь Н_с - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.

Величина Н_п - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Н_п принимается таким, чтобы на приеме ПЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Величина Р_у/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n - доля воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости определяется как средневзвешенная

. (11.6)

Здесь ρ_н, ρ_н - плотности нефти и воды.

Величина Р_у зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.

Величина h_тр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики

, (11.7)

где С - линейная скорость потока, м/с,

. (11.8)

Здесь Q_н и Q_в - дебит товарной нефти и воды, м³/сут; b_н и b_в - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.

Как правило, h_тр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.

Величину Н_Г можно определить достаточно точно. Однако такой расчет сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.

Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем самым необходимый напор на величину Н_г. По этой причине в уравнение (11.1) Н_г входит с отрицательным знаком.

Рис. 11.7. Напорные характеристики скважины:

1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 - необходимый напор с учетом давления на устье, 3 - необходимый напор с учетом сил трения, 4 - результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»

Рис. 11.8. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),

характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

Величину Н_г можно приближенно определить по формуле, следующей из термодинамики идеальных газов, подобно тому, как это может быть сделано при учете работы газа в НКТ в скважине, оборудованной ШСН.

Однако, при работе ПЦЭН для учета большей производительности по сравнению с ШСН и меньших потерь скольжения можно рекомендовать более высокие значения коэффициента полезного действия для оценки эффективности работы газа.

при добыче чистой нефти η = 0,8;

при обводненной нефти 0,2 < n < 0,5 η = 0,65;

при сильно обводненной нефти 0,5 < n < 0,9 η = 0,5;

При наличии фактических замеров давления на выкиде ЭЦН величина ηможет быть уточнена.

Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рис. 11.7)

(11.9)

в зависимости от ее дебита.

На рис. 11.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (11.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины H_скв(2).

Линия 1 - зависимость Н_д(2), определяемая по формуле (11.5) и (11.3) и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 H_д = H_ст, т. е. динамический уровень совпадает со статическим.

Рис. 11.9. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

Прибавляя к H_д величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (P_у/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (11.7) для разных Q величину h_тр и прибавляя вычисленные h_тр к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых в (11.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Н_г и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 11.8).

Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 11.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 11.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом.

Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 11.8, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 11.8, штриховка).

В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис. 11.9).

Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме η_max (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_cкв на режиме η_max , определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на ΔР = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения

. (11.10)

Здесь Z₀ - общее число ступеней в насосе; Н_о - напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней.

С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах.

При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса - это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности.