К методике выбора электроцентробежных насосов при эксплуатации нефтедобывающих скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

К МЕТОДИКЕ ВЫБОРА ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков

Пермский государственный технический университет

Рассматриваются вопросы выбора электроцентробежных насосов для скважин при откачке нефти с высокой газонасыщенностью.

При выборе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) в скважинах необходимо, прежде всего, иметь реальные характеристики насосов, которые из-за влияния вязкостных свойств, наличия свободного газа в откачиваемой жидкости, образования водонефтяных эмульсий могут существенно отличаться от паспортных (заводских) характеристик. Практикой работы с УЭЦН установлено, что даже стендовые характеристики насосов, получаемые при испытаниях на технической воде, отличаются от паспортных. В [1,2] приведена зависимость для оценки снижения напора АН, развиваемого насосом при стендовых испытаниях,

0 92 • Н

АН =-!-12м—, (1)

3,9 + 0,0230

' ' ¿-'Иом

где Нном и 0ном - номинальные значения напора и подачи насоса.

При увеличении Нном для насоса с одной и той же

номинальной подачей в соответствии с (1) величина АН также увеличивается в пропорциональном соотношении. При этом кривая для мощности остается неизменной, а зависимость КПД корректируется следующим образом [1, 2]:

^ г =1г (1-АН/Н),

(2)

где ^ и ^кор 1 - паспортное и скорректированное значения КПД при подаче Qi; Н1 - паспортные значения напора насоса при подаче Qi.

Вязкость откачиваемой из скважин насосами ЭЦН на Сибирском и Уньвинском месторождениях нефти составляет 2-3 мПас и более (если образуются водонефтяные эмульсии). При ц = 2 мПас (0,025 см2/с) в соответствии с номограммой для определения параметров работы ЭЦН на вязких жидкостях [1, 2] корректирующие коэффициенты получаются следующими: для напора и подачи 0,96, для КПД 0,93.

Забойные давления в скважинах Сибирского и Унь-винского месторождений, эксплуатируемых насосами ЭЦН в режиме непрерывной откачки, составляют в основном 13-15 МПа, при этом удельное содержание свободного газа в поступающей в насосы жидкости находится в пределах от 0,01 до 0,09, в среднем 0,045. По приведенной в [1] номограмме корректирующие коэффициенты, учитывающие влияние свободного газа на работу ЭЦН, составляют по напору 0,52, по КПД — 0,60. Номограмма построена для газожидкостной смеси, состоящей из воды и воздуха. Необходимых эмпирических зависимостей для учета влияния свободного газа на работу ЭЦН при откачке нефтегазовых смесей не имеется. Примем, что влияние газа при откачке нефти будет меньшим не более чем в два раза; в этом случае значения корректирующих коэффициентов составят по напору 0,76, по КПД 0,79.

С учетом влияния вязкости и свободного газа значения коэффициентов для корректировки паспортных характеристик ЭЦН применительно к условиям Сибирского, Уньвинского и других месторождений с аналогичными

свойствами откачиваемой жидкости можно принять равными 0,94 по подаче и 0,73 по напору и КПД.

Скорректированная характеристика строится по значениям перечисленных параметров, полученных путем перемножения их паспортных значений на соответствующие коэффициенты.

Наиболее существенное влияние на работу ЭЦН в условиях Сибирского и Уньвинского месторождений оказывает свободный газ. Корректирующие коэффициенты для напора и КПД насоса будут на уровне выше 0,9, если удельное содержание газа в поступающей в насосы газожидкостной смеси не превысит 0,01-0,02. Снижение вредного влияния газа при более высоком газосодержании на работу насосов ЭЦН может быть осуществлено с помощью специальных газосепараторов, встраиваемых в насос, или с помощью диспергаторов газовой фазы.

Недостатком применения эффективных в работе газосепараторов является их высокая стоимость и отвод в затрубное пространство скважин сепарируемого газа. Этот газ не участвует в подъеме жидкости в НКТ и в то же время создает условия для более интенсивного образования АСПО на поверхностях НКТ и труб эксплуатационных колонн в затрубном пространстве.

Стендовые и промысловые испытания ЭЦН с диспер-гаторами показали, что насосы работают достаточно устойчиво при откачке газожидкостной смеси с 35-40%-ным содержанием свободного газа [1, 3]. На месторождениях с газовым фактором до 200 м3/м3 и давлением насыщения нефти газом до 19 МПа (такие же условия, что и на Сибирском месторождении) применение насосов с диспергатора-ми газовой фазы позволило уменьшить глубину подвески ЭЦН на 200-300 м и увеличить МРП в 1,5-2,0 раза.

Другим решением может быть применение так называемых конусных ЭЦН, у которых первые от приемной

сетки рабочие ступени (10-20 штук) имеют более высокую производительность, чем ступени данного типоразмера насоса.

Необходимый при откачке жидкости из скважины напор, который должен развивать насос, определяется как

Ннас = 10~3 [РсмНподв " Рзатр (Нподв - Ндин ) +

и \] (3)

+ ^ (Рб - Рзатр + Ртр - Рг "АРГ ) ,

где Нподв - глубина подвески насоса; Ндин - динамический уровень; рсм и рзатр - плотность газожидкостной смеси в колонне НКТ и в затрубном пространстве; Рб и Рзатр - буферное (в НКТ) и затрубное давления; Ртр - давление, необходимое для преодоления сил трения в НКТ; Рг - снижение необходимого давления для подъема смеси в НКТ за счет полезной работы газа; ДРг - давление столба газа в затрубном пространстве (Па).

Для Рг можно записать: Рг = 103gHг, где Нг - полезная работа газа, (м вод. ст.) [4]:

Нг = 4d • Гф

< Р ^ 1 — Р

Р

нас у

(1 - П), (4)

где d - номинальный размер (диаметр) НКТ, м; Гф - газовый фактор, м3/т; Рб - буферное давление; Рнас - давление насыщения нефти газом; пв - объемная обводненность нефти, доли единицы.

В соответствии с (4) величина Нг для условий Сибирского и Уньвинского месторождений может достигать 5070 мм вод.ст.

Для Ртр (Па) запишем

Ртр = 103 gH тр. (5)

Потери напора на трение при подъеме в НКТ газожидкостной смеси (м вод. ст.) определяются по формуле [5]

I V2

Нр =^см" (6)

где А,см - коэффициент гидравлических сопротивлений для смеси; L - длина колонны НКТ, м; V™ - скорость движения смеси в НКТ.

Коэффициент гидравлических сопротивлений

^м = ^, (7)

где X - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в НКТ жидкости; у - поправочный коэффициент:

*=1+о4» • (8)

где в - расходное (объемное) газосодержание смеси; Ки -критерий Кутателадзе [4]:

Р = 7Г^, (9)

а + вх

Ки К* (10)

4, •а^(Рж -Рг )

где рж и рг - плотность жидкости и газа; аг и аж - объемный расход газа и жидкости при давлении и температуре в скважине.

Для условий работы добывающих скважин внешней фазой жидкости является, как правило, нефть. Для системы «нефть - газ» [2]

ает = ю-(1,58+510-8 р) - 72 • 10-6 (Т - 305), (11)

где Т - температура, К; Р - давление, Па.

Расходное газосодержание системы «нефть - газ» составляет примерно 0,1 при давлениях на 20-25 % ниже давления насыщения нефти газом, то есть при 11-12 МПа для рассматриваемых месторождений. При Р = 12 МПа (12106 Па) по (12) снг = 0,0065 Н/м2 .

Скорость подъема газожидкостной смеси при в = 0,1 примерно на 11 % превышает скорость движения жидкости. При дебите по жидкости 100 м3/сут и НКТ 73 мм

V = 1,11К = 1,11- 100

86400•0,785•0,0622

= 1,11- 0,378 = 0,42 м/с.

Плотность нефти принимаем равной 850 кг/м3, плотность газа при давлении 12 МПа составит 150 кг/м3. По формуле (10) критерий Ки равен 4,72, поправочный коэффициент по (8) у = 1,023 .

Расходное газосодержание р > 0,9 имеет место при давлениях меньше 0,5 МПа. При Р = 0,5 МПа получаем: Снг = 0,024 Н/м2; УСм = 10¥ж = 3,8 м/с; Рг = 6,5 кг/м3 ; Ки = 29,2 и у = 1,31. Среднее значение у в колонне НКТ составит 1,17.

Для жидкости с вязкостью 2 мПас в колонне НКТ с диаметром труб 73 мм число Re равно 11710, следовательно, коэффициент гидравлических сопротивлений

х=МЦ4 = 0,030.

Яе

С учетом непропорционального выделения газа из растворенного состояния в свободную фазу при снижении давления средняя скорость газожидкостной смеси в колонне НКТ составит примерно 1,3 м/с. В результате для сква-

жины с дебитом 100 м3/сут по жидкости при длине НКТ 1800 м получаем по (6) Нтр = 75 м вод.ст.

При значении Ндин = 500-1300 м давление столба газа в затрубном пространстве составляет от 0,2 до 0,5 МПа, то есть 20-50 мм вод.ст. Таким образом, для большей части скважин Сибирского и Уньвинского месторождений с деби-тами менее 100 м3/сут потери напора на трение в НКТ будут соизмеримы с суммой Нг и ДНг, поэтому для напора, который должен развивать насос в скважине, можно записать

Н — 103 Гп Н —п (Н — Н ) —

нас I г см подв г затр \ подв дин /

1. Л (12)

—IР — Р I

V затр б/ о _

В случае Псм ~ Пзатр

= 10—

п Н — — (Р — Р I

гсм дин \ затр б /

8

(13)

Напор (м вод. ст.), определяемый по (13), является максимальным при работе установки после вывода ее на режим. Условия в скважине при выводе на режим заметно отличаются от условий при установившейся работе скважины и насоса.

Расчет распределения давления в работающей скважине может быть выполнен с применением компьютерных программ, в частности программы «Фактор - М» (ПГТУ). В этом случае напор, который должен развивать насос при работе в скважине, определяется по формуле

10—3 • РЭЦН

Яэцн

нас --

8

10—

8

Р. — Рпр ), (14)

где Рвык и Рпр - давление на выкиде и у приема насоса; Рэцн - давление, развиваемое насосом; 8 = 9,81 м/с2.

3

По результатам выполненных расчетов определяется напор, который должен развивать насос при работе в скважине.

Выбор ЭЦН для скважины по скорректированным характеристикам может быть выполнен в следующем порядке:

- для заданного дебита скважины по жидкости выбирается номинальная производительность насоса при условии

бскв =(0,70...1,30) • ен0м.к0р., (15)

где бскв - заданный дебит, м3/сут; Qн°м.к°р - скорректированное значение номинальной подачи насоса:

Q = 0,94 • Q , (16)

¿-'ном.кор ' ¿-'ном ' V /

где QH0м - номинальная паспортная подача ЭЦН. Определяется отношение Qскв /й^.кор ;

- по результатам расчетов по формулам (12), (13) и (14) определяется среднее значение Нскв - напора, который насос должен развивать при работе в скважине;

- определяются значения Нскв/Нномкор для насосов

с выбранной выше номинальной подачей QH0м. Если

&кв > Оном^ определяются значения Нскв/Нном.кор для на-

с0с0в, у кот°рых Нскв < Нном.кор; если Qскв < ^ом.кор - для насосов с Н > Н .

скв ном.кор

На графике (характеристики насосов с выбранной номинальной подачей, построенные в относительных координатах по скорректированным напору и подаче) отмечаются точки с найденными выше отношениями Q /Q

^ ¿-^скв Нном.кор

и Нскв/Нномкор , затем выбирается насос (с соответствующим номинальным напором), имеющий лучшее положение точки по отношению к кривой на графике (наиболее близкое расположение точки по отношению к кривой снизу в рабочей области характеристики).

Список литературы

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов / И.Т. Мищенко. - М.: Нефть и газ (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), 2003. - 816 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров [и др.]; под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

3. Повышение эффективности механизированной эксплуатации скважин на месторождениях Главтюменнефтегаза / Н.П. Захарченко, В.А. Попов, В.А. Афанасьев [и др.] // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». - М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 16.

4. Спутник нефтяника и газовика: справочник / Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев. - М.: Недра, 1986. - 325 с.