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

Я = я.

Рж-Ра

Р -Р

Явык у -г";;-

(9.267)

где Я - газлифтаый эффект, заниженный на сумму (АР + АР + + АР„), выраженную в метрах, м;

- реальный газлифтный эффект (см. главу 6), м. Для сравнения и оценки конечных результатов, получаемых при использовании формул (9.255) и (9.266), проведены расчеты для скважин 395 и 696 Туймазинского нефтяного месторождения, в которых были проведены промысловые экспериментальные работы. Краткая характеристика этих скважин приведена в табл. 9.1.

Таблица 9.1

Характеристика скважин, оборудованных УЭЦН

Таблица 9.2

Результаты расчета напора иасосов и газлифтного эффекта в скв. 395 и 696

В табл. 9.2 приведены результаты расчетов по формулам (9.255) и (9.266), а также представлены экспериментально определенные

П.Д. Ляпковым высоты подъема жидкости за счет работы газа (газлифтные эффекты ).

Результаты проведенных расчетов показали, что зависимость (9.255) не может быть рекомендована к использованию, т.к. ошибки в расчете напора могут превышать 50%. Газлифтный эффект по зависимости (9.267) в сравнении с экспериментально определенным не превышает для скв. 395 3%, а для скв. 696 - 5%. Для оценки средней ошибки расчета газлифтного эффекта, а следовательно, и напора насоса воспользуемся экспериментальными данными П.Д. Ляпкова по этим скважинам на различных режимах работы насосов и расчетами по (9.267), которые представлены в табл. 9.3.

Таблица 9.3

Сопоставление экспериментальных и расчетных значений газлифтного эффекта

Таким образом, средняя ошибка расчета Н по (9.267) составляет около 5%, что приемлемо для нефтепромысловой практики.

9.4.7.2. Методика определения давления на приеме погружного центробежного насоса

Основой данной методики является то обстоятельство, что при закрытии манифольдной задвижки (на устье) не происходит мгновенного прекращения подачи насосом, как это происходит при работе на несжимаемой жидкости.

Так как в колонне НКТ находится сжимаемая газожидкостная смесь, то после закрытия манифольдной задвижки в течение определенного времени насос будет подавать продукцию в колонну НКТ вследствие сжатия газожидкостной смеси в ней. Эта особенность работы центробежного насоса, работающего в системе нагнетательного трубопровода (колонны НКТ), и положена в основу рассматриваемой методики с использованием выражения (9.256).

Сущность методики заключается в следующем. В колонну НКТ на выкид погружного центробежного электронасоса спускают на проволоке глубинный манометр. Производится запись давления на выкиде насоса Р при нормальном режиме работы с подачей и давлением

на приеме Р„р, (при открьпх)й манифольдной задвижке). После этого манифольдная задвижка на устье скважины быстро закрьшается. Глубинный манометр фиксирует кривую изменения давления на выкиде насоса. По манометру на устье скважины контролируется рюст устьею-го давления за счет продолжающейся подачи насоса и сжатия газожидкостной смеси в НКТ. Сгабилизащ1я устьеюго давления гоюрит о прекращении насосом подачи {Q, = 0). В этот момент глубинный манометр регистрирует давление на выкиде насоса Р при давлении на приеме Р„р2- Учитывая инерцию пласта и скважины, а также незначительное время с момента закрытия манифольдной задвижки до момента прекращения подачи насосом, можно допустить, что давление на приеме за это время существенно не изменится (Р„р,=Р„р2= const).

После подъема глубинного манометра и расшифровки бланка, определяется давление на выкиде насоса Р и записывается уравнение

Рпрг = Р.г-Р.г (9-268)

где Р д - давление, создаваемое насосом при Q, = 0.

Учитывая, что Р соответствует давлению, развиваемому насосом на режиме нулевой подачи (Q, = 0), т.е. когда напор насоса равен Н,, эту величину (Н) определяют по характеристике О-Нааяното насоса. Давление, создаваемое насосом на режиме нулевой подачи таково:

Р,а = Р...„8Н,, (9.269)

где р, „ - средняя плотность смеси (продукции скважины) в насосе, работающем на режиме нулевой подачи, кг/м.

Определение средней плотности смеси (жидкости) в насосе р, „ может быть выполнено исходя из следующего: при работе насоса на режиме нулевой подачи (Q = 0) давление на выкиде насоса складывается из потерь на преодоление веса гидростатического столба

и устьевого давления Р, т.е.

откуда

Р -Р

* вык у

При работе насоса на режиме нулевой подачи плотность смеси в насосе р „ равна плотности смеси в колонне НКТ р:

Р -Р

Рсм„ =Рсмт= °" . (9.270)

о" СП