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

- избыточное давление в трапе, выраженное в м столба жидкости, м;

К - коэффициент продуктивности скважины, м7(сутПа);

Q-производительность скважины, равная подаче насоса, мсут;

р - плотность добываемой жидкости, кг/м;

g - ускорение силы тяжести, м/с; - коэффициент гидравлического сопротивления подъемника и наземных коммуникаций.

Пренебрегая вследствие малости величинами Я и Я и потерями на трение в наземных коммуникациях, уравнение (9.254) можно переписать в следующем виде:

где Л - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении жидкости в подъемнике;

Я,1 - длина спуска насоса (длина подъемника), м; d - внутренний диаметр подъемника, м. При откачке ньютоновских жидкостей коэффициент гидравлических сопротивлений рекомендуется рассчитывать по известным формулам трубной гидравлики; в случае движения смеси нефти и воды (эмульсии) Л предлагается определять приближенно, исходя из анализа промысловых наблюдений.

Неточность данной зависимости для вычисления напора насоса связана не только с приближенным вычислением Л, но и с неучетом важнейшего физического явления движения в подъемнике вязкой газожидкостной смеси с переменным газосодержанием и проявлением газлифтного эффекта (неучет высоты подъема жидкости за счет ее газирования). Экспериментальные исследования в добывающих скважинах показали, что неучет газлифтного эффекта приводит к существенным ошибкам в определении давления, создаваемого насосом (напора насоса).

Выведем формулу создаваемого погружным центробежным насосом давления (напора) с учетом газлифтного эффекта. В основу положим очевидное соотношение:

Р = Р -Р , (9.256)

где Р, - давление, создаваемое насосом, Па; иык - давление на выкиде насоса, Па;

Рр - давление на приеме насоса, Па.

Давление на приеме насоса можно записать в следующем виде: Р„р==Лас,-(4-Я.„)р1, (9.257)

где Р - забойное давление. Па; - глубина скважины, м; Н - глубина спуска насоса, м;

Рш - средняя плотность смеси в интервале «забой-прием», кг/м. Эта величина должна рассчитываться для конкретной скважины с учетом рекомендаций, изложенных в главе 6.

Для заданной нормы отбора жидкости Q забойное давление определяется по индикаторной диаграмме скважины, либо рассчитывается по уравнению притока:

(9.258)

где Р - пластовое давление, Па;

К - коэффициент пропорциональности в уравнении притока; п - показатель режима фильтрации продукции. Подставляя (9.258) в (9.257), получим:

Лаб = Р,.. )Р™• (9-259)

Давление на выкиде погружного центробежного насоса определяется суммарными потерями энергии в нагнетательном трубопроводе и можт бьпь записано так:

Ль,к = P™..c„ + Ру + г, + + Аин. (9.260)

где р, -плотность газожидкостной смеси в колонне НКТ (подъемнике), кг/м;

Р - противодавление на устье скважины в колонне НКТ, Па;

АРр, АР,, АР - соответственно потери давления на преодоление трения, на местных сопротивлениях и инерционные, Па.

Ранее уже было показано (глава 6), что слагаемыми АР и АР,, можно пренебречь. Потери на трение в области однофазного движения вычисляются по известной зависимости:

АР=0,8Л-"Р- , (9.261)

где - подача насоса, м/с,

- плотность жидкости, движущейся в подъемнике с внутренним диаметром d, кг/м*.

Перепишем выражение (9.260) с учетом вышеизложенного:

вь. = Рс«.rgHc,, +Ру+ 0,8Л-Р- . (9.262)

Входящая в зависимость (9.262) плотность газожидкостной смеси р может быть рассчитана для конкретных условий движения по соответствующим формулам главы 6.

Таким образом, значение давления на выкиде погружного центробежного насоса можно рассчитать.

Другим методом определения Р является следующий. Заменим суммарные потери энергии (АРр + АР + АР„) через приращение фактической плотности газожидкостной смеси р на величину Др, равную:

АР = Р?„..-Рсь..т, (9.263)

где pf„.T - фиктивная плотность газожидкостной смеси в подъемнике, включающая, кроме потерь давления от гидростатического столба смеси, и суммарные потери (АРр + АР„ + АР„); при этом:

[рЧ г - Рсм.. )gHc„ = АР.Р + АР„. + АР„,.. (9.264)

Подставляя выражение (9.264) в (9.260), получим:

P...-Py=PLrgfia,. (9.265)

Соотношение Р и Р обуславливает степень разгазирования жидкости с учетом всех потерь в подъемнике. С момента начала выделения свободного газа в подъемнике газонасыщенность смеси увеличивается за счет расширения и дополнительного выделения газа при снижении давления до величины Р, что приводит к снижению плотности жидкости р до величины р а с учетом компенсации потерь энергии в подъемнике - до величины р. т •

Подставляя выражения (9.259) и (9.265) в (9.256), получим:

и = р1 Ж„+Ру+! + (4 - Н-п)Р« - .и,. (9.266)

Данная зависимость и является искомой для вычисления давления, создаваемого погружным центробежным электронасосом, и учитьгеает газлифтный эффект Н,: