Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН рекомендуется осуществлять в зависимости от дебита скважины (таблица !)
Таблица 18 – Определение диаметра НКТ в зависимости от дебита
Дебит по жидкости, м3/сут |
менее 150 |
150 – 300 |
более 300 |
Внутренний диаметр НКТ, мм |
50,3 |
62,0 |
76,0 |
2.4.3 Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных электронасосов
По кривым типовых характеристик погружных насосов и величинам дебита по жидкости, требуемого напора выбирают несколько насосов, которые обеспечивают необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов при условии
0,6 ≤ Qж/Qв.опт ≤ 1,2, (15)
где Qв.опт - подача насоса по воде в оптимальном режиме.
Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подач выбранных насосов по воде.
На практике свойства откачиваемой продукции отличаются от свойств воды; вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов необходимо сделать корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.
Зависимость напора, подачи и КПД насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывается с помощью коэффициентов. С увеличением вязкости в ступени насоса возрастают сопротивления потоку в проточных каналах колеса и направляющего аппарата и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это снижает подачу и напор насоса, КПД насоса и повышает мощность, необходимую для их привода.
При газосодержании на приеме насоса 5–7% и менее влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию рекомендуется выполнять по номограммам Ляпкова-Максимова для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03–0,05 см2/с.
В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м2/с)
nэ = mэ/rвн, (16)
где mэ – кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па*с;
rвн – средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих органов насоса, кг/м3;
rвн = rнbн + rвbв, (17)
где bн и bв – соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины.
Зависимость напора, КПД и подачи насоса от вязкости жидкости можно оценить с помощью коэффициентов
KH,Q = H/Hв = Q/Qв, (18)
Kh = h/hв, (19)
где Hв, Qв, hв – напор, подача и КПД насоса при работе на воде в заданном режиме;
H, Q, h – те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости.
Коэффициенты KH,Q и Kh зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса
, (20)
где ns – коэффициент быстроходности ступени насоса;
n1 – частота вращения вала насоса, 1/с;
, (21)
где Qв.опт – подача насоса на воде в оптимальном режиме, м3/с;
Нв.опт – напор насоса на воде в оптимальном режиме, м;
Zн – число ступеней насоса.
По величине Reн по специальным графикам П.Д. Ляпкова находят значения коэффициентов Кh и КH,Q и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсии. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами:
1. Для ламинарного режима
(22)
2. Для турбулентного режима
(23)
где Qв – подача насоса на воде при соответствующем режиме, м3/с.
Порядок пересчета характеристик центробежного с воды на свойства эмульсии может быть следующий.
1. Вначале определяются доля воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывается вязкость эмульсии.
2. Определяется средняя температура газожидкостной смеси в насосе.
3. Задаваясь рядом значений Q/Qв.опт, а затем, определив по действительной водной характеристике Qв.опт, находят в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Qв.опт)
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.