Влияние вязкости откачиваемой жидкости и газа на рабочую характеристику насоса. Способы защиты погружного насоса от попадания в него свободного газа, страница 3

                                  К_с=1-(1 –К_ес)(1-K_гс),(12)

где К_гс — коэффициент сепарации газа газосепаратором, ори­ентировочное значение которого можно оценить по рекомендациям, приведенным ниже.

4. СПОСОБЫ ЗАЩИТЫ ПОГРУЖНОГО НАСОСА ОТ ПОПАДАНИЯ  В НЕГО СВОБОДНОГО  ГАЗА

Как было показано выше, свободный газ не оказывает вредно­го влияния на работу насоса при величине объемного газосодержа­ния на входе, в насос р_гвх<0,3. Поэтому никаких мер, препятствую­щих попаданию свободного газа в насос при таких значениях га­зосодержания, не принимают, учитывая при этом, что свободный газ, попадающий в насос, совершает полезную работу по подъе­му жидкости в колонне НКТ.

Если же р_гвх>0,3 и особенно более 0,4, то полезная работа га­за в НКТ уже не компенсирует потерь от вредного влияния газа на характеристику насоса. В результате этого эффективность ра­боты УЭЦН снижается и появляется необходимость использования различных методов и средств защиты насоса от попадания в него свободного газа.

В настоящее время нашли практическое применение следую­щие методы и средства защиты насоса от попадания в него сво­бодного газа:

— увеличение глубины спуска насоса под динамический уро­вень жидкости;

      — использование газосепаратора в комплекте установки пог­ружного центробежного насоса;

— оборудование насоса диспергатором;

— компоновка насоса из ступеней разной подачи в порядке ее
уменьшения, например, 200—130—80 м³/сут   или   130—80 м³/сут.

Рассмотрим более подробно каждый из перечисленных спосо-собов.

4.1. Увеличение глубины спуска насоса в скважину

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уро­вень жидкости в скважине приводит к увеличению давления на при­еме насоса, а следовательно, к уменьшению объема выделившегося из жидкости газа. При достаточно высоком забойном давлении можно найти такую глубину спуска насоса в скважину, на кото­рой не сказывалось бы вредное влияние свободного газа на рабо­ту насоса. При этом следует учитывать, что размещение насоса на глубине, на которой р = р_клс, а р_г=0, не является целесообразным, так как приводит к лишнему расходу НКТ, кабеля и трудовых за­трат. Максимальная глубина спуска насоса не должна превышать такую, на которой величина газосодержания, примерно, равна 0,05, если нет каких-либо других ограничений, например, требования вывода на режим скважины после длительной ее остановки.

4.2. Применение газосепаратора

В последние годы отечественной промышленностью освоен вы­пуск газосепаратора центробежного типа, использование которого существенно расширяет область применения УЭЦН в скважинах с высокой газонасыщенностью нефти.

Газосепаратор, схема которого представлена на рис. 4, состо­ит из следующих основных узлов: приемной сетки, силовой части, центрифуги и узла с перекрестными каналами. Монтируют его между насосом и гидрозащитой двигателя.

Газожидкостная смесь из скважины всасывается силовой частью газосепаратора и нагнетается ею в центрифугу, где под действием поля центробежных сил разделяется на жидкость и газ.

Жидкость, как более плотная среда, отбрасывается к перифе­рии центрифуги, откуда по специальным каналам поступает на прием насоса, а отсепарированный газ, имея меньшую плотность, концентрируется в центральной части центрифуги, откуда по дру­гой системе каналов отводится в кольцевое межтрубное простран­ство скважины.

Опыт применения газосепараторов центробежного типа на неф­тедобывающих предприятиях Белоруссии и Западной Сибири по­казывает, что их использование решает проблему пуска в эксплуа­тацию скважин, прекративших фонтанирование, продукция кото­рых характеризуется высокой газонасыщенностью.

УЭЦН, оснащенные газосепаратором, эффективно работают в скважинах при расходном газосодержании в стволе на глубине размещения насосов, достигающем значений 0,6... 0,9 в зависимос­ти от дебита скважин. Чем меньше дебит, тем больше допустимое газосодержание.