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.

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

                                            (6.1)

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

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

                                                           (6.2)

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

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

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

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

                                                                                                               (6.3)

где Рн — давление, создаваемое насосом, Па; Рвык — давление на выкиде насоса, Па; Рпр — давление на приеме насоса, Па.

Давление на приеме насоса можно записать в следующем виде:

                                                                              (6.4)

где Рзаб — забойное давление, Па; Lc — глубина скважины, м; Нсп — глубина спуска насоса, м; ρ′см — средняя плотность смеси в интервале «забой—прием», кг/м3.

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

                                                                                           (6.5)

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

                                                                       (6.6)

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

                                                 (6.7)

где ρсм.т — плотность газожидкостной смеси в колонне НКТ (подъемнике), кг/м3; Ру — противодавление на устье скважины в колонне НКТ, Па; ΔРтр, ΔРмс, ΔРин — соответственно потери давления на преодоление трения, на местных сопротивлениях и инерционные, Па.

Слагаемыми ΔРмс и ΔРин можно пренебречь. Ввиду их малого значения потери на трение в области однофазного движения вычисляются по известной зависимости:

                                                                                                     (6.8)

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

Перепишем выражение (6.7) с учетом вышеизложенного:

                                                                (6.9)

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

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

                                                                                      (6.10)

где ρφсм.т — фиктивная плотность газожидкостной смеси в подъемнике, включающая, кроме потерь давления от гидростатического столба смеси, и суммарные потери  при этом:

                                                        (6.11)

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

                                                                               (6.12)

Соотношение Рвык и Ру обусловливает степень разгазирования жидкости с учетом всех потерь в подъемнике. С момента начала выделения свободного газа в подъемнике газонасыщенность смеси увеличивается за счет расширения и дополнительного выделения газа при снижении давления до величины Ру, что приводит к снижению плотности жидкости ρж до величины ρсм т, а с учетом компенсации потерь энергии в подъемнике — до величины ρφсм.т.

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

                                                 (6.13)

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

                                                       (6.14)

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

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

Таблица 6.1

Характеристика скважин, оборудованных УЭЦН

Таблица 6.2

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

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

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

Таблица 6.3

Сопоставление экспериментальных и расчетных значений газлифтного эффекта

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