Расчет оптимального давления на приеме насоса и его глубину спуска.

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 (5.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (5.5).

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,

, (5.15)

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

, (5.16)

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:

, (5.17)

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

. (5.18)

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],

, (5.19)

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.

Под оптимальным давлением на приеме ЭЦН понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос не приводит к практическому отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа и максимальном к. п. д. насоса.

Как показали исследования, оптимальное давление зависит от давления насыщения, вязкости откачиваемой нефти и обводненности продукции. Для оценки оптимального давления на приеме ЭЦН Ропт могут быть использованы следующие зависимости:

, при n₀ ≤ 0,6 (5.20)

, при n₀ ≥ 0,6 (5.21)

где no - объемная обводненность продукции.

Под допускаемым давлением на приеме ЭЦН Рдоп понимается давление, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при его допустимых к. п. д.

Для оценки допускаемого давления на приеме ЭЦН Рдоп могут быть использованы следующие зависимости:

, при n₀ ≤ 0,6 (5.22)

, при n₀ ≥ 0,6. (5.23)

Под предельным давлением на приеме ЭЦН Рпред понимается такое давление, при котором в продукции имеется значительное количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи. При этом к. п. д. = 0.

Для оценки предельного давления на приеме Рпред можно использовать следующую зависимость, справедливую во всей области объемного водосодержания nо от 0 до 1:

. (5.24)

Следует заметить, что зависимости (5.20) - (5.24) справедливы для случая, когда коэффициент сепарации газа на приеме насоса равен 0, т. е. весь свободный газ, имеющийся на приеме при данном давлении, попадает в насос. Исходя из этого, Pопт, Рдоп и Рпред, рассчитанные по (5.20) - (5.24), будут максимальными.

Решение