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 ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв, соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче Qcкв на режиме ηmax, 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; Но - 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: Lуд.-удлинение ствола скважины; Hс- 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.> Рнас., а также может быть использована для условий Р пр.< Рнас в пределах βпр. не больше 10% по объему. При βпр.=0, Р пр.= Рнас, где:
Р пр.-давление у приема насоса, атм., МПа;
Рнас - давление насыщения нефти газом, атм., МПа;
βпр- 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 mсм 
5 сП) и n>60%.
mн.пл – вязкость пластовой нефти, мПа*с.
Если mсм 5 сП или n<60%, то поправочные коэффициенты Кq= 1; Kн= 0,99.
6. Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшение подачи)
Kq= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544
Поправочный коэффициент на напор насоса (коэффициент уменьшение напора)
Kн= 1- 0,0162 (µcм-5) 0,544
7. Приведённый статический уровень в скважине, работающей на режиме ЭЦН перед переводом её на оптимальный режим эксплуатации, м.
Нп.н. – глубина подвески насоса в скважине, м
Нд. – динамический уровень в скважине, м
Рпл. – пластовое давление по скважине, атм, МПа.
Рзатр. – затрубное давление в скважине, атм, МПа.
Рбуф. – давление на буфере скважины, атм, МПа.
8. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору, м3/сут.
где: S1 и 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 (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси, поступающей к приёму насоса, сут/м2.
10. Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по подаче, м3/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 |
