книги / Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов
..pdfгде сп - скорость всплытия газового пузырька.
13. |
Вычисляют работу |
газа на участке забой |
вход рг.э-» |
по формуле |
|
|
|
/?г.з-в — |
Рнас{ [ 1 / ( 1 “ 0,4^>вх)] “ |
1}. |
( 11) |
14. |
Находят давление при входе в насос рт из равенства |
||
рвх в р в х + Рг.э-В.
15.Определяют газосодержание на входе в насос по форму лам (6), (7).
16.Определяют объемный коэффициент жидкости на входе в насос по формуле (4).
17.Определяют дебит жидкости на входе в насос по форму
ле |
(5). |
|
|
|
|
18. Вычисляют коэффициент изменения подачи сходственного |
|
||
режима насоса при работе нефтеводогазовой смеси К ^ |
относи |
|
||
тельно водяной характеристики насоса по формуле |
|
|
||
V |
|
1 |
|
|
где |
1>э |
эффектная взякость смеси; (2во - оптимальная |
подача |
|
насоса |
на воде. |
|
в |
|
|
19. |
Вычисляют коэффициент изменения к.п.д. асоса |
||
зависимости от вязкости
V1
20.Вычисляют коэффициент естественной сепарации газа на входе в насос Ксс по формуле
Кс.с ------------------------------- |
, |
1 |
+ 0 \ * 0 . 2 » ( > Ж - В Г |
1 |
/вх-Сп |
где Дх |
площадь кольца, образованного внутренними стенка |
ми обсадной колонны и корпусом насоса. |
|
21. |
Определяют относительную подачу жидкости на входе в |
насос 0Ж.В.ВХ по формуле
Яж.в.вх —(2жах/(2в.о»
22. Определяют относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса #ж.вх из соотношения
^ж.вх = б ж .в х ^ в .о ^ *
23. Вычисляют газосодержание на приеме насоса 0„Р по фор муле
Эпр ““ Э вх (1 - Кех).
24.Определяют коэффициент изменения напора насоса из-за
влияния |
вязкости |
по формуле |
К ,, = 1 |
(1,07у°’6$ |
/О0'57. |
НУ |
’ э *ж.в.вх *^в.о |
|
25.Определяют коэффициент изменения напора насоса с уче
том влияния газа К о из равенства
н|3
к ф |
- К ' - |
< У /<0’“ |
0,310 |
))' |
’ ^ж.в.вх |
* |
|||
где |
А -------------------------------------- |
19,2дж.в.вх |
. |
|
|
15,4 |
+ (6,8^ж.в.вх) |
|
26. Вычисляют коэффициент изменения напора насоса сходст венного режима при работе на нефтегазоводяной смеси (по сравнению с водяной характеристикой) относительно подачи ну левого напора дн-о коэффициента изменения напора на номи нально допустимой подаче освоения Кн.<*:
а) для габарита насоса 5
К |
= Н \ - П |
+ Я 2 -/2, |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
где |
#1 |
- |
-1,0601043дж.вх |
+ 1,87350044(цжлх)2- |
0,Ю2Ъ2джлх + |
|||||||||
+ |
1,024751; |
#2 |
- |
+ |
-0,2775659^ |
- |
0,2614841 |
х |
||||||
х<7ж.вх |
+ |
0,351 644<7ж.вх |
1,164399; П |
= 1 |
+ |
- |
П ; П |
- |
||||||
- 0,007484; |
дн.0 - |
1,624 |
- 0,0004; Кн.ж= 0,9309 |
0,002091; |
|
|||||||||
б) |
для |
габарита |
|
насоса 5А |
|
|
|
|
|
|||||
К*, ос |
|
» |
-0,15677979(^ж.вх)3 |
0,379727(?ж.вх):2 |
+ |
|
|
|
||||||
+ 0,2809433<?жл* + |
1,243564; |
|
|
|
|
|
|
|||||||
^н-о = 1,635; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Ан.ос |
* |
1,2766; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
в) для габарита насоса 6 |
|
|
|
|
|
|||||||||
|
- |
-0,1238274<?жвх |
0,4197512(<7жвх)^ |
+ |
|
|
|
|
||||||
+ 0,2728846^ж.м + |
1,247966; |
|
|
|
|
|
|
|||||||
ди-о = 1,65; |
Кн.ос = |
1,279. |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
27. |
Определяют |
газосодержание потока |
на |
устье |
скважины |
|||||||||
по формулам (6), (7). |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
28. |
Вычисляют объемный коэффициент нефти, расход жидкос |
|||||||||||||
ти, расход газа, приведенный расход газа, истинное газосо держание на устье скважины по формулам (4), (5), (9), (8),
(10).
29. Вычисляют работу газа на участке нагнетание-устье по формуле (11).
где рвуф - давление на устье скважины.
31. Определяют первое приближение напора насоса на воде на оптимальном режиме #в по формуле
Я= 10*р / К»д).
в' потр пл
32.Вычисляют первое приближение необходимого числа сту пеней насоса т!схх из соотношения
33.Определяют число диспергирующих ступеней насоса 2Д.С по формуле
-I)-
34.Определяют число ступеней насоса 2 СМиз равенства
35.Вычисляют коэффициент изменения оптимального к.п.д. насоса с учетом режима работы Кщр по формуле
36.Вычисляют коэффициент изменения к.п.д. насоса с уче том режима работы из выражений
При (7ж.вх ^ 1 •
37. Вычисляют к.п.д. насоса V» по формуле
где ть.о “ оптимальный к.п.д. насоса на воде.
38. Определяют мощность, потребляемую рабочими ступенями насоса Ян из выражения
АГи — Рпотр(2 ж.вх/8 8 0 7 }1|.
39. Определяют потребляемую мощность насоса Ян по формуле
40. Определяют напор насоса на воде Ян из выражения
Ян В ^С.нЯв,0>
где Я в.0 - оптимальный напор насоса на воде.
Если рассматриваемый насос не может отобрать требуемое количество жидкости при данной глубине подвески насоса, то Ьл увеличивается на некоторую величину ДЬ, и расчет повто ряют по приведенной выше схеме с п. 5.
ВЛИЯНИЕ РЯДА ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ НА ХАРАКТЕРИСТИКУ СКВАЖИННЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ
Наличие свободного газа в откачиваемой жидкости влияет на характеристику насоса, что приводит к снижению напора, пода чи, мощности и К.П.Д .
П.Д. Ляпковым с помощью стробоскопа определена структура потока в каналах центробежного насоса. Выявлена основная причина резкого ухудшения параметров работы центробежного насоса на газожидкостной смеси. Установлено, что образование в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата газовых каверн уменьшает пропускную способность каналов насоса.
Влияние сепарации газа в затрубном пространстве на работу электронасоса исследовано в работе [3]. Установлено, что для девонских нефтей с возрастанием давления в затрубном прост ранстве, увеличивается динамический уровень, т.е. уменьшает ся расстояние от устья скважины до динамического уровня, уменьшается сепарация газа в затрубном пространстве, а также давление на выходе насоса. Сепарация газа в затрубном прост ранстве не превышает 7% и с увеличением давления в затрубном пространстве может снижаться до 1%.
На основании исследований, проведенных по вопросу влияния вязкости жидкости на работу центробежных насосов, П.Д. Ляпков приходит к выводу, что увеличение вязкости жидкости по сравнению с вязкостью воды приводит к снижению напора Я, по дачи б, к.п.д. т) и увеличению потребляемой мощности N. Отме чено, что в некоторых случаях наблюдается незначительное возрастание напора Я и подачи <2. При (2 = 0 напор насоса из меняется в зависимости от вязкости в меньшей степени, чем для режимов (2 > 0. Установлено, что при 2 = 0 напор насоса независимо от изменения вязкости перекачиваемой жидкости в широких пределах остается постоянным и равным напору насоса на холостом ходу при работе на воде. Экспериментальными ра ботами [8], проведенными по вопросу изучения влияния вяз кости ньютоновской жидкости на характеристику центробежных насосов, установлено, что увеличение вязкости жидкости при водит к снижению характеристик (2 Я и 2 т? и увеличению потребляемой мощности N.
Напорная характеристика насоса при откачке вязкой эмуль сии изучена в работе [8]. В.П. Максимовым установлено, что увеличение вязкости эмульсии приводит к снижению напорной характеристики насоса. Повышение температуры пласта на 7080 С вызывает уменьшение вязкости чистой нефти в пластовых условиях и практически предотвращает образование вязких эмульсий.
Повышение температуры окружающей среды значительно влияет на надежность установки. Повышение температуры нагре ва электродвигателя приводит к выходу из строя изоляционного материала обмотки двигателя.
Практика эксплуатации УЭЦН показывает, что повышенное напряжение на обмотке статора погружного электродвигателя ухудшает энергетические показатели установки (к.п.д., коэф фициент мощности) и способствует ускоренному выходу из строя обмотки. Причиной данного процесса является уменьшение запа са электрической прочности изоляции обмотки из-за повышения температуры нагрева.
Для повышения надежности электродвигателя необходимо обеспечить оптимальный режим эксплуатации установки.
Температура потока жидкости при движении в пласте практи чески не меняется. При движении жидкости в стволе скважины так же, как в колонне НКТ, температура потока непрерывно снижается, что связано с отдачей теплоты в окружающие сква жину горные опроды и охлаждением потока при переходе газа из растворенного состояния в свободное, а также с расширением его по мере снижения в потоке.
Температура потока (приблизительная) в любом сечении меж
ду кровлей пласта |
и основанием двигателя насоса |
|
|
Тж —Тп. |
а |
т\ 0 * 0 0 3 4 + 0 , 7 9 Г с о 5 0 |
|
|
1О0ж.ст/2О<&67 |
|
|
|
|
|
|
где Гпл |
температура пласта (горных пород); Ц*л |
Ы |
|
расстояние от устья скважины до кровли пласта и рассматри ваемого сечения в стволе скважины или в колонне подъемных труб; Г - средний геометрический градиент скважины,
р — |
Гпл - Ти.еГ- |
|
|
|
|
(1<к.п |
^»ц,с)сО80 |
|
|
Т„.с |
температура горных пород |
на отметке залегания |
нейт |
|
рального |
слоя (для нефтяных |
месторождений Коми |
Тнл = |
|
® 276,5 * 277 К; Западной Сибири - 276-280 К; Пермской об ласти, Башкортостана, Татарстана и Самарской области - 278280,5 К; Беларуси - 282 К; Краснодарского края и Чеченской
иИнгушской Республик - 286-287 К; Азербайджана, Казахстана
иСредней Азии - 285-293 К); 1*.с - расстояние от устья
скважины до нейтрального слоя горных пород; |
6 |
средний |
угол между осью ствола скважины и вертикалью; |
Ож*т - дебит |
|
жидкости из скважины, приведенный к стандартным условиям; йк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
Средняя температура потока в зазоре между двигателем и эксплуатационной колонной
|
|
Тпл |
- и — 0 0 3 4 + |
О . 7 9 Г с о 80 |
|
|
|
|
|
|
106ж.ст/20^эк67 |
|
|
|
|
где |
& |
ускорение свободного |
падения; |
Н |
напор |
насоса; |
|
Т(и |
- |
к.п.д. |
скважинного центробежного |
электронасоса; |
т?д - |
||
к,п.д. электродвигателя с гидрозащитой при работе в сква
жине, |
г)д « |
1,03(2ж:й5. |
|
|
|
|
|
|
||
Средняя температура продукции в насосе |
|
|
|
|||||||
ТИ= Т П. |
|
( и п |
^ |
0 , 0 0 3 4 + 0 . 7 9 Г с о 8 0 |
+ |
|
|
|||
|
|
10(2ж . с т/ 20</и67 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
С |
Г_1____ |
й* - <4 |
|
|
|
|
<,2> |
|||
['П н‘Пд |
|
|
|
|
||||||
+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
в любом сечении колонны подъемных труб |
|||||||||
Т п.т —Гпл |
~ |
(-^к.п |
*■ |
у 0 , 0 0 3 4 + О , 7 9 Г с о 50 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
- (Ьвьи - |
и |
0 . 0 0 3 4 + 0 . 7 9 Г с о 5 в |
|
|
|
|
||||
|
Ю0ж„/Ш Ц 7 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где с/п.т - внутренний диаметр колонны подъемных труб. |
||||||||||
Номинальное |
значение |
к.п.д. |
насоса |
7}„.п |
~ |
5,70А^ |
||||
- 0,710н.п, |
где Он.п |
номинальная |
подача |
насоса |
по паспорт |
|||||
ным данным. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
Параметр, учитывающий вязкость откачиваемой продукции, |
||||||||||
где ь> |
|
частота |
вращения |
вала насоса; ржлл |
средняя плот |
|||||
ность продукции, движущейся в межлопаточных каналах насо са; цж.пл - среднее значение кажущейся вязкости продукции в насосе.
Если |
В |
< |
47950, |
то т/„ « 0,Зт)н.п(\%В |
1,82); |
если |
В |
|||
Ь 47950, |
то |
т)к |
- |
0,85т)я.„. |
|
|
|
|
||
Напор насоса |
(приблизительный) |
|
|
|
|
|||||
Н - I*.П“ — |
|
(рзаб |
- |
Ру)-160й?Г„.„ас х |
(1 - |
Рв.ст)(1 - |
у/ру - |
РнасП |
||
ще |
Ру |
|
давление |
соответственно |
забойное и |
в устьевом |
||||
сечении колонны подъемных труб; й - внутренний диаметр НКТ; Г„.нас - газовый фактор по нефти; рвхгг - объемно-расходная доля воды в добываемой из скважины жидкости при стандартных условиях, рнлс - равновесное давление насыщения нефти газом.
ЗАВИСИМОСТЬ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА ОТ ВЯЗКОСТИ ОТКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ
Зависимость водной характеристики скважинного центробеж ного электронасоса от вязкости устанавливают в следующем по рядке [8].
1.Определяют объемную обводненность скважинной продук ции. Принимают ее приближенно равной объемно-расходной доле воды 0в.ст в продукции при стандартных условиях.
2.При составлении /Зв.ст с критическим значением обвод ненности жидкости |Зкр определяют тип водонефтяной эмульсии в
насосе. Ориентировочно /Зкр = 0,5. При 0в.ст < /Зкр имеем эмульсию типа вода - нефть (В/Н), при 13пст > /Зкр - эмульсию типа нефть - вода (Н/В).
3.Определяют среднюю температуру потока продукции в на сосе по формуле (12).
4.Вычисляют среднюю вязкость продукции в насосе. При
Рвет = 0 рт > Ривс (где рвх - давление перед входом в первую ступень насоса) это означает, что откачиваемая жид
кость - нефть не содержит ни |
попутной воды, ни свободного |
|||||
газа. При |
этом средняя вязкость продукции |
|||||
|
|
ти |
|
|
■ |
|
|
|
|
|
д |
||
|
|
|
|
|
|
1,5 |
ц |
= р |
|
м + |
17• Ю’8(р - р ■) |
V |
|
'нас |
*нас |
|
И |
*нас |
Рнас |
|
.
х е(8-10‘5р |Г0.047)(ТпЛ-Г>>
где т ^ , - постоянные, определяемые обработкой эксперимен
тальных данных зависимости вязкости насыщенной растворенным газом нефти от давления при пластовой температуре; Тпл - температура горных пород на отметке замечания пласта.
Если продукция скважин - нефтегазовая смесь, то кажущаяся вязкость двухфазного газожидкостного потока
|
V* 1 + 2,2^,.- |
1-1,36 |
<рг 7 / 3 |
|
|
<рг)<1 |
фг7/3) т |
||
|
(1 |
|||
ще |
вязкость жидкости; |
<рг |
истинная объемная доля га |
|
зовой фазы в потоке.
При 0,5 < <рг < 0,95ргж определяют по эмпирическому урав
нению |
|
|
|
|
|
|
|
Мгж = (0,023 + 0,71Цж>(1 - <рг)°*. |
|
|
|
|
|||
5. |
Задают |
ряд |
значений |
параметра |
0*/0ит |
в |
пределах |
0,5-1,3 |
(где О», |
бв.оп |
- подача |
насоса при |
работе |
на |
воде и |
то же, |
в оптимальном режиме). |
|
|
|
|
||
6.Определяют по действительной водяной характеристике насоса значение оптимальной подачи.
7.По водяной характеристике насоса находят соответствую щие значения напора и коэффициента полезного действия на соса.
8.Определяют коэффициент быстроходности ступени насоса по формуле
п$ = 193Ы®/Ц* — |
3/4. |
где 6) - частота вращения вала; # - ускорение свободного па дения; ЯВЛП - напор насоса в оптимальном режиме работы на
воде; |
- число ступеней в насосе. |
9. |
Ориентировочное число Рейнольдса Ре потока в насосе |
при откачке скважинной продукции в режиме, соответствующем режиму работы насоса на воде, определяют по формуле
Ре |
4 ,3 + 0 , 8 1 6 я ° •27 6 |
Л . / - |
Ц - |
|
№ |
у |
б в .О П |
|
5 |
|
|
где (2 " средний объемный расход продукции через насос в рас сматриваемом режиме его работы; V - средняя кажущаяся кине матическая вязкость жидкости в насосе.
10. Определяют коэффициент относительной подачи К п по
формулам:
для турбулентного режима
К п -1 <3,85 - 0,821 !&Ке) (0,027 + 0,0485
для ламинарного режима
т* __ |
Кб |
нб ^ Ке - 50 + 2000вв |
|
Из полученных значений принимают наименьшее. |
|
11. |
Определяют подачу скважинной продукции по (2В - О?** |
ипо Кне
12.Находят новое значение Ре для потока при работе в выбранном режиме.
13.Уточняют значение Кнд
14.Значения Кнд найденные в пп. 10-12, сравнивают. Зна чения Кнд должны отличаться не более чем на 0,02.
15. По окончательным значениям К^ и |
находят |
значение относительного к.п.д. насоса К^:
для турбулентного режима
- 0,274 1еДе - 0,06 - 0,14<2и/<2воп;
|
|
для ламинарного режима |
|
к |
1| |
ш 0,485 1е Ке - 0,63 - 0,266 /С |
- |
|
В |
ВВП |
Из двух значений К^ принимают наименьшее.
16. Вычисляют подачу (}, напор Я и к.п.д. V в режиме,^ соответствующем режиму работы насоса на воде с относительной подачей 6»/(2в-°п, принятой в п. 9 по формулам
к „<2 = |
я / я в = д / е , ; |
^ = ч /и в, |
|
ще О, |
Н, V - подача, напор и к.п.д. насоса |
при работе на |
|
вязкой |
жидкости в |
соответственном режиме; О*», |
Я., Ив - то |
же, при работе на воде в заданном режиме.
17. Мощность, потребляемую насосом, определяют по фор
муле |
к 2 |
|
N ш Ю ^аЯвРсм |
||
, |
ще Реи - средняя плотность водонефтегазовой смеси,
Реи * Рн|3„ + РвЭв + рг/Зг,
ще рн, рв, рг плотность соответственно нефти, воды и сво бодного газа при заданных значениях давления и температуры;
Эн, Эв, Рг |
- объемно-расходная доля соответственно нефти, |
воды и газа |
в добываемой жидкости. |
18. Повторяя вычисления, указанные в пп. 8-16, определяют (), Я, Я, 7} при работе насоса на скважинной продукции в режи мах, соответствующих другим значениям параметра (2в10*и>п, принятым в п. 4.
19. Строят кривые Я - (2, N - О, у - 0^ насоса (по данным, полученным в пп. 15-17) при работе на скважинной продукции.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИННОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, ОТКАЧИВАЮЩЕГО ИЗ СКВАЖИНЫ ГАЗОЖИДКОСТНУЮ СМЕСЬ
По методике [3] можно определить характеристику насоса, откачивающего газожидкостную смесь.
Исходные данные для расчета:
Ожхт ~ дебит скважины по дегазированной жидкости при стандартных условиях, м3/сут;
Я = /(6 ), N = /(()) - рабочая характеристика насоса при откачке воды в момент расчета;
<2в.0 - подача в режиме максимального к.п.д. при откачке воды, м3/сут;
0*я - подача в режиме нулевого напора по водяной харак теристике, м3/сут;
Рв - плотность воды, к которой приведена заданная водяная характеристика, кг/м3;
Рнс - плотность сепарированной несЬти, кг/м3; рв - плотность пластовой воды, кг/м3;
рг - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; л - частота вращения вала насоса, мин’1; 2,ск - число ступеней в насосе;
Рвх - давление перед входом в первую ступень0 насоса, МПа; *нх - температура жидкости на входе в насос, С; Ьст объемная обводненность дегазированной жидкости при
стандартных условиях, доля единицы;
V - кинематическая вязкость жидкости, мм2/с;
Г0 - объемный пластовый газовый фактор нефти, м3/м3; Ви объемный коэффициент пластовой нефти при давлении
насыщения; т - показатель степени кривой разгазированности пластовой
нефти; Рнас - давление насыщения, МПа;
ёкр - пенистость нефти, мм;
- коэффициент фазовой неравновесности, доля единицы;
Кс - коэффициент сепарации газа у приема насоса;
[€1] - |
допустимая |
относительная |
погрешность |
определе |
ния подачи на вертикальном участке |
характеристики [е1] = |
|||
= 0,01 * 0,02; |
относительная погрешность |
определения |
||
[е2] - |
допустимая |
|||
подачи дегазированной жидкости методом последовательных приближений, [е2] = 0,02*
Расчет средней интегральной подачи смеси насосом
Фактическое давление насыщения в насосе с учетом фазовой неравновесности газожидкостной смеси (ГЖС) и коэффициента сепарации газа из поступающей в насос ГЖС
|
|
т / (1 |
+ Ръх/Рв х> |
<*с + |
1) |
(13) |
|||
Риас.ф — РнасУ —— |
— — |
— |
~к~ |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Средняя интегральная подача |
|
|
||||||
|
|
|
|
Рвых |
|
|
|
|
|
& |
= |
« Л |
/>;; |
{ |
& р)йр' |
|
(14) |
||
|
|
|
|
Рвх |
|
|
|
|
|
где |
рвх |
и |
рвых |
давления |
соответственно на входе и |
выхо |
|||
де насоса; (2(р) - зависимость объемного расхода ГЖС от дав ления р.
После интегрирования формула (14) преобразована для слу чая водонефтегазовой смеси