Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти из скважин (стр. 6 из 8)
Жидкость, подаваемая ПЦЭН, выбрасывается через отверстия 12 в межтрубное пространство, частично охлаждая ПЭД.
На устье скважины кабель-канат герметизируется в устьевом сальнике арматуры и конец его присоединяется через обычную станцию управления к трансформатору.
Спускают и поднимают установку с помощью кабельного барабана, расположенного на шасси специально оборудованного тяжелого автомобиля-вездехода (агрегат АПБЭ-1,2 / 8А).
Время спуска установки на глубину 1000 м - 30 мин, подъема - 45 мин.
При подъеме насосного агрегата из скважины всасывающий патрубок выходит из пакера и дает возможность захлопнуться тарельчатому клапану. Это позволяет в фонтанных и полуфонтанных скважинах спускать и поднимать насосный агрегат без предварительного глушения скважины.
Число ступеней в насосах 123 (УЭЦНБ5А-250-1050), 95 (УЭЦНБ6-250-800) и 165 (УЭЦНБ5-160-1100).
Таким образом, за счет увеличения диаметра рабочих колес напор, развиваемый одной ступенью, составляет 8,54; 8,42 и 6,7 м. Это почти в два раза больше, чем у насосов обычной компоновки. Мощности двигателей 46 кВт. Максимальный к. п. д. насосов - 0,65.
В качестве примера на рисунке 8 приведены рабочие характеристики насоса УЭЦНБ5А-250-1050. Для этого насоса рекомендуется рабочая область: подача Q = 180 - 300 м3/сут, напор Н = 1150 - 780 м. Масса насоса в сборе (без кабеля) 860 кг.
Рисунок 8. Рабочие характеристики погружного центробежного насоса ЭЦНБ5А 250-1050, спускаемого на кабеле канате: Н - напорная характеристика; N - потребляемая мощность; η - коэффициент полезного действия
2.5 Определение глубины подвески ПЦЭН
Глубина подвески насоса определяется:
1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;
2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;
3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;
4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;
5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор. Таким образом, можно записать:
(1)По существу все слагаемые в (1) зависят от отбора жидкости из скважины.
Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой.
Если уравнение притока известно
(2)то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим:
(3) 
(4)Или.
(5)Откуда.
(6)где рср - средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до уровня; h - высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по вертикали.
Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации) Нс, получим глубину динамического уровня Нд от устья
(7)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 Нд будет равно
(8)Здесь Нс - глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.
Величина Нп - погружение под динамический уровень, при наличии газа определяется сложно. Об этом будет сказано несколько дальше. Как правило, Нп 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 Py/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
(9)Здесь ρн, ρн - плотности нефти и воды.
Величина Ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может составлять значительную величину.
Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики
(10)где С - линейная скорость потока, м/с,
(11)Здесь QH и QB - дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bН и bВ - объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических условий, существующих в НКТ; f - площадь сечения нкт.
Как правило, hтр - малая величина и составляет примерно 20 - 40 м.
Величину Нг 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 Нг. По этой причине в уравнение Нг входит с отрицательным знаком.
Величину Нг 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 η может быть уточнена.
Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины строится так называемая напорная характеристика скважины (рисунок 9) в зависимости от ее дебита.
(12)На рисунке 9 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении от дебита скважины и определяющих результирующую напорную характеристику скважины Нскв(2).
Рисунок 9. 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»
Линия 1 - зависимость Нд(2), определяемая по формулам, приведённым выше и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q = 0 НД = НСТ, т. е. динамический уровень совпадает со статическим. Прибавляя к Нд величину буферного давления, выраженного в м столба жидкости (Py/ρg), получим линию 2 - зависимость этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле для разных Q величину hТР и прибавляя вычисленные hТР к ординатам линии 2 получим линию 3 - зависимость первых трех слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле величину Нг и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной характеристикой скважины. На напорную характеристику скважины накладывается H(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рисунок 10).
Точка А - пересечение характеристик скважины (рисунок 11, кривая 1) и ПЦЭН (рисунок 11, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор Н, развиваемый насосом.
Рисунок 10. Согласование напорной характеристики скважины (1) с H(Q), характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.
Рисунок 11. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней
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 (рисунок 12).
Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) QCKB, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче QCKB на режиме ηmax, определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.