Согласование напорных характеристик скважины и насоса

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к выбору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендованного режима при откачке заданного дебита скважины с данной глубины.

На напорную характеристику скважины накладывается Н(Q) - характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной работе насоса и скважины (рис. 3).

Точка А - пересечение характеристик скважины (рис. 3, кривая 1) и ПЦЭН (рис. 3, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при совместной работе скважины и насоса, а ордината - напор H, развиваемый насосом.

Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала бы с максимальным к. п. д. (рис. 3, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере, лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см. рис. 3, штриховка).

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 (рис. 4).

Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на режиме η_max (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Q_скв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Q_c_кв на режиме η_max, 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 = ΔН·ρ·g установкой штуцера или снять часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых ступеней насоса определяется из простого соотношения

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

рис 3.Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),

характеристикой ПЦЭН (2), 3 - линия к. п. д.

рис 4. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН путем снятия ступеней

С энергетической точки зрения штудирование на устье для согласования характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах.

При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса необходимо, чтобы Н(Q) характеристика ПЦЭН соответствовала действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме. Паспортная характеристика Н(Q) определяется при работе насоса на воде и, как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой скважины. Наиболее надежный метод получения действительной характеристики насоса - это его стендовые испытания на скважинной жидкости при заданном проценте обводненности.

Методика подбора ЭЦН к скважине

Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, промысловыми работниками, занимающимися оптимизацией режимов работы скважин. В методике используются математические зависимости для параметров водо-нефтегазовых смесей, прокачиваемых насосами, полученные отечественными и зарубежными исследователями. Точность промежуточных и конечных расчетных величин находится в пределах допустимых для промысловых условий значений.

Конечная цель в данной методике- определение точки пересечения рабочей характеристики выбираемого насоса с условной характеристикой данной скважины, т. е. нахождение условий совместной работы скважины и насоса. В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные, снятые по воде, рабочие характеристики ЭЦН.

Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины и насоса.

1. Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины.

где: L_уд.-удлинение ствола скважины; H_с- глубина скважины по вертикали или длина ствола для искривленной СКВ., м

2. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины, г/см³.

Данная формула получена по результатам промысловых исследований в основном для условий Р _пр.> Р_нас., а также может быть использована для условий Р _пр.< Р_нас в пределах β_пр. не больше 10% по объему. При β_пр.=0, Р _пр.= Р_нас, где:

Р _пр.-давление у приема насоса, атм., МПа;

Р_нас- давление насыщения нефти газом, атм., МПа;

β_пр- газосодержание у приема насоса, % объем.

3. Плотность водонефтяной смеси, откачиваемой насосом, г/см³.

где: ρ _н._пл.- плотность пластовой нефти, г/см3;

ρ _в - плотность добываемой воды, г/см3;

n- обводненность, % объем.

4. Коэффициент, учитывающий увеличение объёма водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (>1).

где: b _пл.- объемный коэффициент пластовой нефти.

5. Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса (при m_см5 сП) и n>60%.

m_н.пл – вязкость пластовой нефти, мПа*с.

Если m_см5 сП или n<60%, то поправочные коэффициенты К_q= 1; K_н= 0,99.

6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи)

K_q= 1- 0,0162 (µ_c_м-5) ^0,544

Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора)

K_н= 1- 0,0162 (µ_c_м-5) ⁰^,⁵⁴⁴

7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, м.

Н_п.н. – глубина подвески насоса в скважине, м

Н_д. – динамический уровень в скважине, м

Р_пл. – пластовое давление по скважине, атм, МПа.

Р_затр. – затрубное давление в скважине, атм, МПа.

Р_буф. – давление на буфере скважины, атм, МПа.

8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут.

где: S₁и S₂- численные коэффициенты, определяющие уравнение рабочей характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса. Определяются аналитическим путем по трем точкам рабочей характеристики (q- H) данного типоразмера насоса: S₁- (м); S₂- (сут²/м³), табл.1.

9. Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (К_пр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут/м².

10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м^3/сут.

где: S₂–численный коэффициент, рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса, сут/м², табл.1.

11. Проектный (оптимальный) отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях, м³/сут.

Эта формула получена из условия совместного решения уравнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса

12. Проектное забойное давление в скважине, МПа.

13. Динамический уровень в скважине при её освоении на жидкости глушения,м.

14. Глубина подвески насоса в скважине, м.

15. Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме её работы.

16. Количество водонефтяной эмульсии, перекачиваемой насосом, м³/сут.

									Таблица 1

№ п/п	Типоразмер ЭЦН	Q min, м3/сут	Q max, м3/сут	H max, м	S 1, м	S 2, сут /м2	S 3, сут2 /м3	ПЭД


	5-40-950				812,55	2,4355	0,08831	22-103-БВ5
	5-40-1400				939,68	12,9926	0,19913	32-103-БВ5
	5-40-1750				1275,49	13,1757	0,21631	32-103-БВ5
	5-80-850				738,49	1,7905	0,02625	32-103-БВ5
	5-80-1200				432,8	20,1716	0,16167	45-117-ЛВ5
	5-80-1550				437,76	29,3337	0,22514	45-117-ЛВ5
	5-80-1800				596,75	31,2864	0,25026	45-117-ЛВ5
	5-130-600				13,37	12,9977	0,06617	45-117-ЛВ5
	5-130-1200				181,95	19,9791	0,10472	45-117-ЛВ5
	5-130-1400				653,92	18,7292	0,10791	45-117-ЛВ5
	5-200-650				523,51	3,5589	0,0155	45-103-БВ5
	5-200-800				632,95	4,1386	0,01879	45-103-БВ5
	5А-160-1100				628,78	8,7712	0,04266	45-117-ЛВ5
	5А-160-1400				582,95	13,0497	0,05542	63-117-БВ5
	5А-160-1750				750,61	15,5664	0,06638	63-117-БВ5
	5А-250-800				108,5	7,0594	0,01825	45-117-ЛВ5
	5А-250-1000				745,17	4,2467	0,01444	63-117-БВ5
	5А-250-1400				1247,3	3,1979	0,01248	С90-117-БВ5
	5А-360-600				861,78	-7,9705	0,00033	45-117-ЛВ5
	5А-360-850				616,43	2,3789	0,00522	63-117-БВ5
	5А-360-1100				967,56	2,4605	0,00631	С90-117-ЛВ5
	5А-360-1400				1510,42	1,9304	0,00703	С125-117-ЛВ5
	5А-500-800				-148,91	4,4508	0,00526	С90-117-ЛВ5
	6-500-750				945,09	0,2059	0,00141	90-123-БВ5