Особенности эксплуатации ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями

          2 Технологическая часть

          2.1 Литературный обзор работ по изучению особенностей эксплуатации ЭЦН в скважинах со сложными геолого-физическими условиями

А.Н. Асылгареев Влияние газа на работу погружного центробежного электронасоса. Нефтяное хозяйство, 1973. – № 4. – С. 46-48.

В большинстве скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами (ЭЦН), откачиваются многокомпонентные смеси, содержащие пластовую жидкость и свободный газ. Влияние последнего на работу ЭЦН и его ступеней изучалось многими исследователями.

В связи с разноречивостью мнений по указанному вопросу различен и подход к выбору величины погружения ЭЦН под динамический уровень.

Поэтому для правильного выбора глубины погружения насоса весьма важно знать характер влияния свободного газа в откачиваемой из скважин жидкости на работу ЭЦН и в широком диапазоне изменения газосодержания.

Рассмотрим некоторые причины, объясняющие противоречивость выводов о влиянии свободного газа в малой концентрации на работу ЭЦН, учитывая при этом, что исследования и обработка результатов проводились с использованием одной и той же методики.

При интерпретации данных экспериментов оценка газосодержания проводилась по результатам разгазирования глубинных проб нефти. Однако такая оценка не всегда может оказаться объективной, поскольку при этом не учитываютяс существование пересыщенных зон и процессы сепарации газа у приема насоса. Размеры пересыщенных зон и коэффициента сепарации даже в одной и той же скважине зависят не только от давления, но и в значительной степени от производительности.

Следовательно, из-за отсутствия достаточно точных методов определения газосодержания смеси, поступающей в первую рабочую ступень насоса, данные оценки влияния газа на рабочие параметры ЭЦН могут быть не вполне достоверными. В связи с этим потребовалась разработка такой методики исследования, которая исключала бы определение газосодержания или в случае необходимости в его определении не влияла бы на результаты исследований. Эти условия могут быть соблюдены при сравнительной оценке работы отдельных ступеней в многосекционном насосе. При откачке им  газожидкостной смеси свойства последней будут меняться от ступени к ступени в результате растворения и сжатия газовой фазы в нефти. Следовательно, при создании на приеме ЭЦН давления меньшего,  а на выкиде большего, чем давление насыщения нефти газом, ступени будут работать при непрерывно меняющемся газосодержании смеси: от некоторой величины, соответствующей давлению на его приеме, до нулевого значения.

Построение кривой распределения давления по ступеням насоса при движении газожидкостной смеси позволило бы проанализировать работу ступеней при различном газосодержании на их приеме и при одной и той же производительности. Естественно, такие исследования непосредственно в нефтяной скважине практически трудно осуществимы. Подобные исследования с учетом указанных требований можно провести, если ЭЦН вынести на дневную поверхность, но с максимально возможным приближением его работы к реальным условиям.

При откачке газожидкостной смеси рабочие характеристики отличаются друг от друга вследствие изменения физических свойств смеси по мере движения ее через ступени насоса. Наименьшее давление развивают первые рабочие ступени насоса. С увеличением порядкового номера ступени повышается развиваемое ею давление, то есть незначительное количество свободного газа, содержащегося в смеси при давлении выше 5 МПа не оказывает существенного влияния на работу ступеней.

А.А. Богданов, В.Р. Розанцев, А.Ю. Холодняк Коэффициент полезного действия погружного центробежного насоса при откачке нефти и нефтеводогазовых смесей. Нефтяное хозяйство, 1978. – № 6. – С. 5-8.

Критерием оптимизации подбора погружных центробежных насосов к свкажинам является минимум затрат при обеспечении заданного дебита скважины. Весомой частью этого критерия являются энергозатраты, зависящие, в свою очередь, от режима работы насоса, характеризуемого коэффициентом полезного действия (КПД).

Автоматизация процесса подбора с помощью ЭВМ требует знания количественных связей между характеристиками жидкости и КПД и представления их в аналитической форме.

При перекачке водонефтяных эмульсий, неньютоновских жидкостей, обладающих структурными свойствами, влияние вязкости может быть учтено введением значения структурной вязкости эмульсии, представляющей собой эквивалент вязкости ньютоновской жидкости, дающей равный эффект снижения энергетических параметров насоса.

Перекачка продукции скважины с давлением ниже давления насыщения приводит к необходимости исследования процесса движения в насосе двухфазной смеси.

Если КПД насоса при движении водонефтяной смеси зависит только от подачи насоса, а оптимальный КПД равен его максимальному значению, то КПД при откачке газожидкостной смеси зависит также от загазованности, определяемой давлением жидкости на входе в насос; оптимальное значение КПД при откачке ГЖС равно максимальному при максимально допустимом значении загазованности.