Согласование напорной характеристики скважины с характеристикой ЭЦН. Подбор оборудования для эксплуатации конкретных скважин

Для согласования рабочей характеристики ЭЦН (Н(Q)) с условиями скважины строится напорная характеристика скважины (рис.Х1.7) в завис-ти от ее дебита.

 

(Х1.9)

На рис.Х1.7 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (Х1.9) от дебита скважины и определяющих результирующую напорную харак-ку скважины Н_скв(Q).

Линия 1 – зависимость Н_д(Q), определяемая по формуле (Х1.5) и (Х1.3)

(Х1.3)

(Х1.5)

и строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при Q=0 Н_д=Н_ст, т.е. динамич. уровень совпадает со статическим.

Прибавляя к Н_д величину буферного давления, выраж-го в м столба жидкости (р_у/ρg), получим линию 2 – завис-ть этих двух слагаемых от дебита скважины. Вычисляя по формуле (Х1.7)

(Х1.7)

для разных Q величину h_тр и прибавляя вычисленные h_тр к ординатам линии 2, получим линию 3 – зависимость первых трех слагаемых в (Х1.9) от дебита скважины. Вычисляя по формуле (Х.53)

(Х.53)

величину Н_г и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую линию 4, называемую напорной харак-кой скважины.

На напорную харак-ку скважины накладывается Н(Q) – харак-ка насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче ПЭЦН при совместной работе насоса и скважины (рис.Х1.8)

Точка А – пересечение харак-к скважины (рис.Х1.8, кривая 1) и ПЦЭН (рис.Х1.8, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината -напор Н, развиваемый насосом. Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЭЦН с такими харак-ми, чтобы точка пересечения харак-к совпала бы с макс-м КПД (рис.Х1.8, кривая 3 – точка В) или по крайней мере лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (рис.Х1.8, штриховка).

В некоторых случаях для согласования харак-ки скважины и ПЭЦН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера или снимают лишние раб. ступени в насосе и заменяют их направляющими вкладышами (рис.Х1.9).

Как видим, точка А пересечения харак-к получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме максим-го КПД (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_скв на режиме ŋ_мах, определяется точкой В. В действительности при этих условиях работы необходимый напор определится точкой С.

Разница ВС=ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить давление на устье скважины на Δр=ΔНρg установкой штуцера или снять часть раб. ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса опред-ся из простого соотношения

(Х1.10)

Здесь Z₀ – общее число ступеней в насосе; Н₀ – напор, развиваемый насосом при полном числе ступеней.

С энергетической точки зрения штуцирование на устье невыгодно для согласования харак-к, так как приводит к пропорциональному снижению КПД установки. Снятие ступеней позволяет сохранить КПД на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить раб. ступени вкладышами можно лишь в специализированных чехах.

При описанном выше согласовании харак-к скважины насоса необходимо, чтобы раб.харак-ка ПЦЭН соответствовала действительной харак-ке при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная харак-ка H(Q) определяется при работе насоса на воде и как правило является завышенной. Поэтому важно иметь действительную харак-ку ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с харак-кой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса – это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводнен-ти.

Подбор оборудования включает в себя опред-ие типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скв-ны задан. глубины при оптимальных или близких к

оптимальным рабочих показателях – подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и т.д. Макс-ую наработку погруж. оборуд-ия м. обеспечить только при условии вып-ния всех ограничений на парам-ры экспл-ции ЭЦН, их агрегатов и эл-тов, кот. переведены с соответ-щих тех. условий и руков-щих док-тов.

Общая методика подбора УЭЦН

1. По геофиз-м, гидродинам-м и термодинам-м данным пласта и ПЗ, а также по планируемому дебиту скв-ны опред-ся забойные величины – Р, Т, обводнен-ть и

газосодерж-е пластовых флюидов.

2. По законам разгазирования опред-ся глубина спуска насоса или Р на приеме насоса, строится кривая распред-ия давл-ия.

3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных труб и НКТ, по планируемому дебиту, обводнен-ти и газовому фактору, µ и ρ жидкости опред-ся потребный напор насоса.

4. По планируемому дебиту и потребному напору выбир-ся насос. устан-ки, чьи раб. харак-ки лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных установок произв-ся пересчет их «водных» харак-к на реальные пластовые жидкости (реальные «нефтяные» харак-ки).

5. По новой «нефтяной» харак-ке насоса выбир-ся колич-во раб. ступеней, удовлетворяющих заданным парам-рам – подаче и напору. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса опред-ся температура основных эл-тов установки. После расчета температур уточняется исполнение кабеля, а также исполнение ПЭД. После окончат-го выбора УЭЦН уточн-ся возмож-ть использов-ия данной установки для освоения скважины.

 

17.Определение расчетной подачи УЭЦН

При проектировании установки насоса и параметров режима его работы одной из исходных величин является суточный дебит скважины, приведенный к стандартным условиям, обычно вы­раженный в тоннах. Этот дебит, пересчитанный в объемные еди­ницы, численно не равен тому дебиту, который в действитель­ности проходит через насос. Термодинамические условия на приеме ПЦЭН и в самом насосе отличаются от стандартных. Поэтому и объем жидкости, проходящей через ПЦЭН, будет иным. Увеличение температуры приводит к расширению нефти и воды. Повышение давления вызывает растворение газа в не­фти, что также увеличивает ее объем. Газосодержание на при­еме также увеличивает общий объем проходящей через насос смеси. Объемный расход жидкости, последовательно проходящей через ступени насоса,— величина переменная, так как давление и температура вдоль насоса увеличиваются. Поэтому можно го­ворить о величине среднего расхода или о среднеинтегральном расходе. Средний расход можно определить как среднеарифме­тический

Q_СP = (Q₁ + Q₂)/2,           (18.1)

где Q₁, Q₂ — объемный расход на приеме и на выкиде насоса соответственно, или как среднеинтегральный

    (18.2)

где Q(p) — функция изменения объемного расхода от давления; P₁, Р₂ — давление на приеме и на выкиде насоса соответственно. Функцию Q(p) можно найти приближенно, полагая, что тем­пература, объемный коэффициент нефти, растворимость газа, коэффициент сжимаемости газа являются линейными функциями от давления. При таких допущениях интеграл (18.2) может быть вы­числен и среднеинтегральный расход найден. Однако решение, получаемое при этом, весьма сложное. Средний расход можно приближенно получить несколько проще. Изменение объемного расхода Q(z) вдоль ступеней насоса 7 можно представить в виде графика (рис. 1, кривая 1).

 

 

Рис.1. Распределение расхода (линия 1) и дав­ления (линия 2) по ступе­ням ПЦЭН при наличии не­которого содержания на приеме насоса.

На графике слева — прием насоса (z = 0), давление на приеме Р₁ и объем засасы­ваемой газожидкостной смеси Q₁. При переходе к последующим ступеням газожидкостная смесь сжимается. Сжатие происходит на интервале от точки а до точки в, при этом давление изменя­ется от давления приема Р₁ (точка а^’ ) до давления насыщения Рнас (точка в'). Сжатие ГЖС происходит по криволинейному закону. После точки в' давление в ступенях нарастает равномерно от Рнас до давления выкида Р₂ на последней ступени насоса, а объемный расход на этом интервале становится по­стоянным и равным Q₂. Криволинейный закон сжатия ГЖС на интервале от Р₁до Рнас можно приближенно считать прямолинейным. Тогда средне­взвешенный объемный расход жидкости, проходящей через на­сос, можно определить так:

 

 (18.3)

 

Здесь (Q₁ + Q₂)/2 есть средний расход на интервале сжатия ГЖС от Р₁ до Рнас

Объемный расход ГЖС на приеме насоса складывается из расхода жидкости и газа т. е.

 Q₁=Q∙b₁+V_Г         (18.4)

где Q — подача насоса в объемных единицах при стандартных условиях (дебит скважины); b₁ — объемный коэффициент для жидкости (нефти) при термодинамических условиях приема; Vг — объемный расход свободного газа также при термодина­мических условиях приема насоса. Из определения газосодержания для условий приема имеем

β₁ = Vг/( Vг+ Vж)

Откуда

Vг = Vж∙ β₁/(1- β₁) (18.5)

Но в условиях приема

Vж = Qb₁

Тогда

Vг = Q∙b₁ ∙β₁ /(1- β₁)   (18.6)

Очевидно, что для всех ступеней насоса, в которых давле­ние больше давления насыщения, объемный расход

Q₂ = Q∙b₂ = const,            (18.7)

где b₂ - объемный коэффициент жидкости для условий выкида насоса. Подставляя (XI.23) в (XI.21), получим

 

(18.8)

 

Подставляя далее (XI.25) и (XI.24) в (XI.20) вместо и делая алгебраические преобразования, получим

(18.9)

Формула (18.9) справедлива при Р₂>Рнас. Возможен слу­чай Р₂<Рнас, когда полного растворения газа в нефти при про­хождении ее через ступени насоса не происходит. Тогда средний расход будет равен (18.10)

(18.10)

 

где Q₁ — расход для условий приема, определяется по формуле (XI.25), a Q₂ — расход для условий выкида насоса, определится по аналогии

(18.11)

 

где β₂ — газосодержание на выкиде насоса.

Подставляя (18.8) и (18.11) в (18.10), получим

(18.12)

 

Если насос спущен на глубину, где газа нет, для которой Р₁>Рнас, то β₂ = β₁=0, b₁ = b₂. Для этих условий получаем Q _СP = Q b₂, Что соответствует физике процесса. При откачке обводненной жидкости абсолютная величина изменения ее объемного расхода при прохождении через насос меньше.

В принципе, полученные выше для Qcp остаются справедливыми и для обводненной продукции скважины. В этом случае Q — суммарный объемный расход нефти и воды при стандартных условиях; b₁— объемный коэф­фициент жидкости (нефть + вода) для термодинамических усло­вий приема насоса; β₁ — газосодержание на приеме насоса, от­несенное ко всему объему смеси (нефть + вода + газ); b₂ — объемный коэффициент всей жидкости (нефть + вода) для тер­модинамических условий выкида насоса или для давления, рав­ного давлению насыщения. Поскольку пластовая вода имеет объемный коэффициент, близкий к единице, то для обводненной продукции среднее зна­чение объемного коэффициента (нефть + вода) будет меньше, чем для чистой нефти. Обозначим n = Qв /(Qв + Qн) обводненность продукции скважины (объем­ная); b_Н1,b_B1 — объемный коэффициент нефти и воды на приеме; b_Н2,b_B2 — то же, для условий выкида или давления насыщения. Средневзвешенный объемный коэффициент жидкости

b₁ = b_Н1 ∙(1-n) + b_B1 ∙ n         (18.13)

Аналогично

         b₂ = b_Н2 ∙(1-n) + b_B2 ∙ n

Плотность водогазонефтяной смеси на приеме насоса можно определить через газосодержание

(18.14)

β₁ — газосодержание на приеме насоса; ρ_Ж1 — плотность жидкости на приеме насоса; ρ_H1 — плотность нефти при термо­динамических условиях приема насоса; р_В2 — плотность воды при термодинамических условиях приема насоса; n — обводненность; р_Г1 — плотность газа при термодинамических условиях приема. Плотность газа определяется по законам газового состояния: с учетом давления температуры и поправки z для условий при­ема насоса. По мере прохождения через ступени насос ГЖС будет из­меняться, газ растворяться и при давлении р = рнас газонасы­щенность станет равной нулю, а плотность равной плотности жидкости

 

---

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1899; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!