Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 [ 230 ] 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

3. При откачке газожидкостных смесей по мере роста газосодержания Г (отношение объема газа к объему жидкости) резко сокращается область работы насоса по подаче и напору.

На рис. 9.35 для примера приведены экспериментальные характеристики сборки из пяти ступеней пофужного насоса ЭН-95 на водовоздушных смесях при изменении газосодержания Г от О до 0,10. Обобщение многочисленных результатов экспериментальных исследований позволяет установить следующее:

1. Независимо от конструкции рабочих органов, типа направляющего аппарата и коэффициента бысфоходности внешние параметры изменяются незначительно от соответствующих при работе на воде только в области малых газосодержаний (0,01Ч),02).

К„ =

0,8 0,6 0,4 0,2

о 0,05 0,10 0,15 0,20 Газосодержание, Г □ а

л. 0,8 0,6 0,4 0,2

о 0,05 0,10 0,15 Газосодержание, Г б

0,20

0,05 0,10 0,15 0,20 Газосодержание, Г в

Рис. 9 J6. Обобщенные зависимости Кц (а), (б) и (в) в функции газосодержания

2. Наибольшее изменение при увеличении газосодержания испы-тьгеает напор насоса Н, а наименьшее - потребляемая мощность N.

3. Снижение относительных параметров исследованных насосов практически не зависит от режима их работы (оптимальный режим и режимы левее и правее G.onr)-

4. Увеличение числа ступеней насоса приводит к меньшему изменению напора и КПД и к большему изменению мощности.

5. Общий характер изменения относительных параметров исследованных насосов одинаков.

На основании экспериментального изучения работы центробежных насосов погружного типа на газоводяных смесях можно предложить метод расчета их характеристик с использованием соответствующих характеристик при работе на воде. Метод применим для погружных центробежных насосов, работающих с числом оборотов в минуту 2800-2900.

Обобщенные зависимости КжКъ функции газосодержания представлены на рис. 9.36.

Используя эти зависимости, построим номофамму (рис 9.37) для расчета параметров работы насоса на водовоздушных смесях по известным парамефам работы на воде. Пользование номофаммой показано шфихпункгирной линией для газосодержания, равного 0,05. Из точки

о"

0,8 0,6 0,4 0,2

0,05

0,10

0.15

0,20

Газосодержание, Г Рис. 931. Номограмма для расчета параметров работы иасоса на водовоздушных смесях но известным параметрам работы на воде

с газосодержанием 0,05 проводим вертикаль до пересечения с линией К. Из точки пересечения проводим горизонтальную линию влево до пересечения со пжалой К, получая точку 0,42, а также вправо до пересечения с линией К. Из точки пересечения этих линий проводим вертикаль -вверх до пересечения со шкалойК, получая точку 0,55 и вниз до пересечения с линией Из этой точки проводим горизонтальную линию вправо до пересечения со пжалой получая точку 0,72.

Приведенная номограмма может использоваться для оценки снижения параметров центробежных насосов в рациональной области, когда газосодержание откачиваемой жидкости изменяется от 0,01 до 0,1. Область газосодержаний более 0,1 требует дополнительных исследований.

9.4.7. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Продукция добывающих скважин в больщинстве случаев представляет смесь жидкости и свободного газа, причем вязкость жидкости может существенно отличаться от вязкости воды. В этом случае изменение внешних параметров работы центробежного насоса может существенно отличаться от их изменения при действии вязкости жидкости или свободного газа. При работе в реальных скважинах установка ЭЦН является одним из взаимосвязанных элементов сложной системы, в частности, самой скважины и пласта, а также подъемника и системы сбора продукции.

Каждый из этих элементов имеет собственные законы работы, без учета действия которых невозможно установить оптимальный режим работы всей системы. Поэтому ниже рассмотрим некоторые особенности работы УЭЦН в реальной добывающей системе. 9.4.7.1. Определение создаваемого давления (напора) погружным центробежным электронасосом

Для определения напора центробежного насоса Я при отборе из скважины дебита Q А.А. Богданов рекомендует следующую формулу:

Н„ = Я„ + Я. + Я, + + iF. (9-254)

где - статический уровень, м;

Я - разность геодезических отметок устья скважины и сепара-ционной установки (трапа), м;