Определение глубины погружения насоса под динамический уровень

Наиболее затруднительным является определение глубины погружения насоса h под динамический уровень при наличии значительного газового фактора.

Этому вопросу посвящены труды многих исследователей. Нашей задачей является получение упрощенной методики рас­чета этой величины. Глубина погружения насоса h под дина­мический уровень входит составной частью в формулу (3.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (3.5).

Недостаточное погружение насоса под динамический уро­вень, где уже появляется в значительных количествах свобод­ный газ, приводит к снижению подачи насосом жидкости или к срыву подачи при блокировке ЭЦН газовым пузырем.

Наоборот, чрезмерное погружение насоса под динамичес­кий уровень приводит к росту давления и температуры, снижающих эксплуатационные характеристики кабеля и электро­двигателя, к интенсивному поступлению песка в насос при не­большом расстоянии от забоя и неоправданному увеличению длины НКТ и кабеля. В технических характеристиках ЭЦН свободное газосодержание β на приеме не превышает 0,25.

Глубина погружения под динамический уровень, м,

, (3.15)

Здесь Рпр - давление на приеме насоса, МПа; Рз - давление в затрубном пространстве, МПа; g - ускорение свободного падения; ρсм - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м³,

, (3.16)

где ρн, ρв, ρг - плотность нефти, воды и газа соответственно; n - обводненность; β - газосодержание на приеме.

Обычно давление на приеме Рпр определяют по специаль­ной методике или по графикам [28], где учитывается истин­ное газосодержание α и обводненность n продукции скважи­ны. Предполагая, что на глубине спуска насоса отсутствует скольжение газовой фазы относительно жидкостной, можно приравнять α к β. График изменения Рпр от газосодержания и обводненности представлен на рис. V.11.5 [28].

Другую, более точную, на наш взгляд, аналитическую за­висимость Рпр можно получить из работы [16], где можно учесть не только обводненность и газосодержание, но и темпе­ратуру на забое, объемный коэффициент нефти, сжимаемость и коэффициент сепарации газа:

, (3.17)

где Г - газовый фактор; Vpг - объем растворенного газа; n - обводненность продукции скважины; σ - коэффициент сепарации газа; То, Т - температура на устье и на приеме насоса в скважине соответственно; Ро = 0,1033 МПа - давле­ние на устье; Z - коэффициент сжимаемости таза; Вн - объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.

Для нахождения коэффициента сжимаемости газа Z вос­пользуемся графиками [19, рис. 10, 13], предварительно опре­делив псевдокритическое давление и температуру.

Объемный коэффициент нефти определяется из работы [23] по формуле

. (3.18)

Здесь βн = 6,5·10^-1 1/МПа - коэффициент сжимаемости неф­ти; αн - температурный коэффициент, при 0,86 < ρн < 0,96 αн = 10^-3 ·(2,513 - 1,975); λн - безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти при ра­створении в ней газа к газосодержанию [22],

, (3.19)

где ρ_н²⁰ - относительная плотность нефти при 20°С и атмос­ферном давлении к плотности воды при 4°С; ρ_г²⁰ - относи­тельная плотность газа; Г - газовый фактор м³/м³; tпл, Рпл - пластовые температура в °С и давление в МПа соответствен­но.

Для упрощения нахождения Вн, минуя вычисления λн, можно воспользоваться номограммой [19, рис. 2], учитывая, что точность определения Вн при этом значительно снижается.

Важным фактором, который необходимо учитывать при расчете необходимого напора ЭЦН, является полезная работа газа по подъему жидкости в трубах.

Высота поднятия жидкости расширяющимся газом может быть определена из формул Х.11, Х.53 [26]:

, (3.20)

где Рнас - давление насыщения газа, МПа; Ру - давление на устье, МПа; ρж - плотность при термодинамических усло­виях сечения; η - КПД работы газа в насосных трубах, η = 0,65 при 0,2 < n < 0,5.

Однако, проведенные расчеты по этой формуле дают завы­шенные результаты по сравнению с данными исследований П. Д. Ляпкова в Туймазанефть [19].

Наиболее близкие результаты дают расчеты высоты подъ­ема жидкости газом по зависимости [12]:

, (3.21)

где d - внутренний диаметр труб, см; Рбуф = Ру - давление на устье (сепараторе).

При определении необходимого напора ЭЦН (формула (3.3)) из него следует вычитать высоту подъема жидкости га­зом, однако, необходимо при этом учитывать изменение газо­вого фактора, обводненности и давления насыщения во время межремонтного периода работы установки ЭЦН.

Задача 21. По заданным условиям эксплуатационной сква­жины и оборудованию определить глубину погружения ЭЦН под динамический уровень при наличии газового фактора и высоту подъема жидкости газом.

Дано: наружный диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм;

глубина скважины - 2000 м;

дебит жидкости Q = 120 м³/сут;

динамический уровень hд = 1098 м;

тип насоса ЭЦН5-130-1200;

необходимый напор насоса Нс = 1216 м;

газовый фактор Г = 70 м³/м³;

давление в затрубном пространстве Рз = 1,3 МПа;

обводненность нефти n = 0,40;

плотность газа ρг = 1,10 кг/м³;

плотность нефти ρн = 880 кг/м³;

температура жидкости на приеме - 50°С.

Решение. Определим давление на приеме по формуле (3.17). Из рекомендаций [16] для колонн диаметром 140 мм примем σ = 0,15. Из данных к расчету То = 288°К; Т = 323°К; n = 0,4.

Принимая газосодержание на приеме β = 0,25, найдем Vрг = 47 м³/м³.

По графикам [19, рис. 13] найдем псевдокритические дав­ления и температуру по относительной плотности газа:

;

.

Принимая предварительно давление на приеме насоса 5 МПа, найдем приведенные давления и температуру:

.

По графикам Брауна [19, рис. 13] найдем Z = 0,82. Объемный коэффициент нефти найдем по формуле (3.18), предварительно определив λн по формуле (3.19):

.

(Для сравнения по графику на рис. 2 [19] Вн = 1,74).

Подставляя найденные значения в формулу (3.17) найдем:

.

Учитывая найденное давление на приёме насоса, вновь найдем приведенное давление:

,

оно изменяется, определим Вн и Рпр:

.

.

Вновь определяя Рп = 3,15/4,7 = 0,67, найдем Z = 0,87, a Рпр = 3,11 МПа, т. е. уточнение приблизительно на 1%, что вы­ше точности определения Z по графикам. По этому определим Рпр = 3,15 МПа. (Для сравнения по графику на рис. V.11.5 в работе [28] Рпр = 1,9 МПа.)

Определим ρсм по формуле (3.16):

.

Найдем глубину погружения насоса под динамический уро­вень по формуле (3.15):

.

Глубина спуска насоса

.

Высоту подъема жидкости расширяющимся газом опреде­лим по формулам (3.20) и (3.21):

,

где по номограмме [19, рис. 1]

.

По методике [12]

.

По исследованиям П. Д. Ляпкова в условиях Туймазанефть [19] высота подъема жидкости за счет энергии газа в среднем равна 250 м, что ближе к результату по методике [12].

Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть сни­жен за счет полезной работы газа в НКТ:

.

Исследования и пример расчета показывают, что с помо­щью аналитических зависимостей можно существенно (на сот­ни метров) уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень, величину напора за счет подъем­ной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7 - 0,8 с учетом па­дения пластового давления:

.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: