Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Для расчета p(L

) должны быть известны те же исходные данные, что

для расчета p(L

r), кроме значения диаметра колонны НКТ. Коэффициент

сепарации свободного газа из жидкости должен быть принят равным нулю

(&с = 0); действительное давление насыщения жидкости газом равно равно-

весному, т. е. Рдеас=Рнас. поскольку, как было отмечено, скорость изме-

нения

давления в потоке по мере его перемещения снизу вверх невелика

= 0.

Предварительно необходимо задаться давлением p

m в верхнем сечении

ствола, до которого имеет смысл вести расчет

p(L

а также величиной

показателя убывающей геометрической прогрессии g для определения сту-

пеней

давления Ар. Если при подборе насоса для скважины давление у вхо-

да в насос Pai выбрано, то за /?

in целесообразно принять /?т1п=0,5/>вх;

можно также принять ;?

in~5-10

Па независимо от значения р

т, так как

минимально допустимое давление у

входа

в насос никогда не бывает мень-

ше 5-10

Па.

При

использовании ЭВМ достаточная точность расчета достигается, если

1=0,9;

при малых значениях газового фактора или при большой обводнен-

ности жидкости можно положить |=0,75. При безмашинном расчете кривой

P(L

)

целесообразно принять 1=0,5 в целях сокращения объема вычис-

лений.

Расчет ведем способом '«снизу

вверх»

от кровли пласта, где

р=р

3!к6

!=£„„.

1. Если рзав>Рнас, определяем ступень давления, соответствующую дви-

жению продукции на участке АЬ

эксплуатационной колонны, на котором

поток

представлен только жидкостью:

А/7

=Рэа6—Рнас-

2. Определяем среднюю температуру Г

потока на участке AL

, при-

нимая

ее приближенно равной температуре потока у нижнего конца

участ-

ка

Д1ж, т. е.

=Т

пл

3. Вычисляем для рассматриваемого участка объемные расходы и при-

веденные скорости нефти, воды и жидкости, объемную долю воды в потоке,

плотности нефти и воды, межфазное натяжение Сив, истинные доли диспер-

гированной

и непрерывной жидкостей по формулам, указанным в пп.

26—32

предыдущего параграфа, положив

4. Вычисляем длину АЬ

участка эксплуатационной колонны, на кото-

ром движется жидкость, не содержащая свободного газа, по

(VI.128)

для

Ар из п. 1; р

, Рн, фв, Фн из п. 3;

=0.

Слагаемое с сомножителем Я

знаменателе (VI. 128) приравниваем нулю.

5. Вычисляем перепад давления для 1-го элемента участка ствола, где

Р<Раяс,

т. е. где течет газожидкостная смесь, по (VI. 129) и среднее давле-

ние

Pi в нем по (VI. 130), положив в данном случае /?нач=/>нас и i=].

6. Вычисляем давление в стволе скважины на верхнем конце 1-го эле-

мента

Pi =

Ръяб

— Ьр

— 2 bpt, (VI. 136)

ПОЛОЖИВ

[=1.

7. Если давление в стволе скважины на уровне верхнего конца 1-го эле-

мента по (VI. 136) не меньше принятого минимального давления р

ы, т. е.

если удовлетворяется условие

Рзаб

—

^Рж

—

^^Pi^Pmin,

(VI. 136')

то вычисляем длину AL

3Kl

первого элемента эксплуатационной колонны, вы-

полнив

операции, предусмотренные в пп. 8—19.

271

8. Вычисляем приближенное значение температуры (в К) потока на 1-м

элементе эксплуатационной колонны:

о ' ia

1-Х \

для 1-го элемента

9. Вычисляем средние объемные расходы (в м

/с) нефти по (VI. 116),

воды по (VI. 117), свободного газа по (VI. 118), газожидкостной смеси по

(VI.119),

принимая

р=р

Т=Т

а (жидкости по

(VI.112').

10. Вычисляем приведенные скорости (в м/с) нефти w

H П

р, воды ш

пр.

свободного газа ш

ГП

р (VI.4), жидкости гю

ж пр

и газожидкостной смеси

а»

по

(VI.3)

для 1-го элемента ствола, подставляя в них значения

расхода

фаз,

жидкости и ГЖС, подсчитанные в п. 9.

11.

Вычисляем среднюю объемную долю воды р

вж

в жидкости по (VI. 1),

поверхностное натяжение (в Н/м) между.нефтью и газом по

(VI.71),

между

водой и газом по (VI.72),

между

нефтью и водой по (VI.73), плотность

(в

кг/м

) нефти по (VI.42), плотность воды по

(VI.44)

и плотность свобод-

ного газа по (VI.49), вязкость (в Па-с) нефти по

(VI.58)

и вязкость воды

по

(VI.61),

принимая в соответствующих формулах р=Р\, Г=7У

12. Определяем критические скорости (в м/с) ГЖС w«

\ no

(VI.8)

о>к

по

(VI.9)

для 1-го элемента, приняв

а р

вж

из п. 11.

13.

Вычисляем параметр А по

(VI.65)

и (VI. 10), приняв ш

м=а>гж из

п.

10, Рвж из п. 11,

dr—d

14. Вычисляем кажущуюся вязкость жидкости по формуле, номер кото-

рой

выбираем из табл. VI.4 в зависимости от найденных в пп. 10—13 значе-

ний

Шгж пр, Рвж, Шкрь О1„р

, А, ПРИНЯВ

м=Ш

гж

пр,

Рв=Рвж.

15. Вычисляем среднее значение истинной доли газовой фазы в потоке

ГЖС на элементе ALi; если

pi»7-10

Па или фп<0,65, то по (VI.94); если

р<7-10

Па и <pri>0,65, то по (VI.95). Значения межфазного натяжения,

которые при этом надо подставить в

(VI.94)

и (VI.95), берем из п. 11, а вяз-

кости — из п. 14.

16. Вычисляем объемные истинные доли жидких фаз в потоке ГЖС на

1-м элементе эксплуатационной колонны.

Если р

ж>0,5, то внутренней жидкой фазой

будет

нефть, и ее истин-

ную долю фнж в жидкости (не в ГЖС) при 0>гжЭ=и>к

2 определяем по

(VI. 101); истинную долю нефти <р

в потоке ГЖС определим

тогда

по

(VI.98), подставив только что найденное значение <р

ж и значение фг, под-

считанное в п. 15. При а>гж<а

)

кр2 значение ф

вж

вычисляем по (VI.88), под-

ставив w

пр и

из п. 10, а

в, р

и р

из п. 11.

Если рвж<0,5, то при а>гж^и>

р1 внутренней жидкой фазой также бу-

дет нефть, и ее истинные доли ф

ж в жидкости и ф

в ГЖС определяются

но

(VI.88)

(VI.98)

соответственно. При ш

ж>о>кр1 внутренней жидкой фа-

зой

будет

вода, истинную долю ф

вж

которой в жидкости при

i<w

rtK

<ш„

определяем по

(VI.91),

а при а>

ж5=а'кр2 —

по

(VI. 100). Истинную

долю воды фв в потоке ГЖС вычисляем по (VI.97).

Истинную долю внешней жидкой фазы в потоке ГЖС вычисляем по

(VI.101).

17. Вычисляем плотность ГЖС на 1-м элементе эксплуатационной ко-

лонны

по

(VI.56)

для р

, Рц, р

из п. 11, ф

из п. 15, ф

и ф

из п. 16.

18. Вычисляем длину

1-ГО элемента эксплуатационной колонны по

(VI. 128) на пути движения ГЖС (в м), принимая слагаемое с сомножите-

лем Ясм в знаменателе равным нулю.

272

19. Вычисляем расстояние

/.„„,

(в

м)

среднего сечения

1-го

элемен

та эксплуатационной колонны

от

устья

скважины:

I—1

эк

положив ,= 1,

а Д1

из п. 4.

nvm

Выч

исляем объемно-расход-

ную долю газовой фазы

потоке

i/tu.

на 1-м

элементе ствола сква-

жины

по

(VI.1'). положив

„р=

-ш

гпр

ВДС

(и

а)

ГЯ1

из п. 10.

Операции, указанные

пп.

5—20,

выполняем

до тех пор

vTl

ЗбТ

ЛеТВОряется

"«равенство

22. Если

для i-ro

элемента

не-

равенство

(VI.136')

не

удовлетворя-

ется,

то

находим

Pi ДЛ

я по-

следнего элемента:

Забой

Рнас

Рзаб

Рис.

.6.

Изменение давления

объемной расходной доли свободно-

го газа

потоке вдоль ствола

скважины

при

постоянном дебите

жидкости

РАБОЧАЯ

ХАРАКТЕРИСТИКА

НАСОСА

ПРИ

ОТКАЧКЕ

СКВАЖИННОИ

ПРОДУКЦИИ

нпорпог^Ь-ТпоТ^ГеГя

коэффициент полезного действий^насоса

ГГГж

Г„

оГ

луа

^з

fР Г^да

Эта характеристика насоса

надают

Предпо

агается

зависимости

0ДаЧа

(

б) отличие вязкости скважинкой продукции движ^йД,

каналах насоса,

от

вязкости воды,

на

которой испы^нГ»/^

0Т0Чны

ной

партии; «лирой испытаны насосы установоч-

273

в) наличие

скважинной продукции свободного газа.

Способ определения вероятной характеристики насоса

при

работе

сква-

жине путем соответствующей корректировки паспортной характеристики

его

заключается

следующем.

Сначала устанавливается зависимость паспортной характеристики

от фак-

торов, перечисленных

в п. «а», в

результате

получаем действительную харак-

теристику насоса

при

работе

на

воде; затем полученную

«водяную»

харак-

теристику корректируем

целью

учета

вязкости скважинной продукции,

дви-

жущейся через насос;

заключение

характеристику насоса

при

работе

на

вязкой

жидкости вносим поправки

целью

учета

наличия свободного газа

продукции, поступающей

из

скважин

насос.

Вероятная характеристика насоса при работе

на

воде

В какой мере отмеченные

в п. «а»

факторы отражаются

на

характери-

стике погружного центробежного электронасоса, точнее всего можно

уста-

новить путем испытаний данного экземпляра

на

воде

при

стандартных усло-

виях. Если

же

испытание насоса

на

воде перед спуском

его в

скважину

осу-

ществить

не

представляется возможным,

то

вероятную водяную характери-

стику насоса можно определить только ориентировочно.

По

паспортной характеристике насоса выбираем

ряд

значений подачи

том

числе подачу

n оп

оптимальном режиме,

определяем

для них

соответствующие значения напора

и к. п. д. ц

Затем определяем

для

каждой подачи

Я=Я„—АН,

(VI.138)

<п.=т)п(1—

АН/Н

(VI.139)

т.

е.

вероятные значения напора

и к. п. д.

насоса

при

работе

на

воде.

По-

требляемую насосом мощность

на

каждом режиме работы насоса

при

этом

оставляем неизменной. Входящая

(VI.138)

(VI. 139) величина

4о

ДЯ

есть снижение напора насоса

вследствие проявления упомя-

нутых

в п. «а»

факторов.

Ее

определяем

по

эмпирической

0,75

0,50-

0,25-\

формуле

0,92Я

АЯ=

200

300

м'/сут

Рис.

.7. Характеристика насоса

1ЭЦН6-250-800

при

работе

на

воде

по

паспортной

характеристике.

Паспортные

кривые:

1 — напор — подача; 2 —

напор — подача; 3 — потребляемая мощность —

подача; 4 — к. п. д. — подача; вероятные кри-

вые; 5 —к. п. д.— подача; Д//— снижение

развиваемого насосом напора

274

0,023Q

non

(VI.

140)

где

on,

оп

—

напор

(в м)

подача

(в

/сут)

насоса

в оп-

тимальном режиме работы

по

паспортной

характеристике

счи-

таются постоянными величинами

для всей области перекрываемых

характеристикой подач. Пример

определения вероятной водяной

характеристики насоса

по его

паспортной

характеристике пока-

зан

на рис. VI.7.

Учет

вязкости откачиваемой среды

результате

изучения зависимости характеристик погружных центро-

бежных электронасосов различных типов

от

вязкости однородных жидкостей,

неоднородных сред установлено, что неоднородные смеси

проточных ка-

налах насоса

ведут

себя вследствие высокой скорости сдвига (более-

1000 1/с) ^практически как однородные жидкости. При работе насоса

на

не-

однородной продукции

под

термином вязкость понимают

так

называемую

кажущуюся (эффективную, эквивалентную) вязкость. При этом

качестве

вязкостной

характеристики продукции используют кинематическую кажущую-

ся

вязкость

(в

/с):

Гэ=Цсм/р<

м,

(VI.141)

где Цсм — кажущаяся динамическая вязкость продукции при соответствую-

щих значениях температуры

скорости сдвига потока, Па-с; р

см

— средняя

плотность скважинной продукции

каналах рабочих органов насоса, кг/м

Для водонефтяной эмульсии типа В/Н значение ц

м находят по (VI.63);

для эмульсии типа Н/В — по (VI.62); для нефтегазовой смеси — по (VI.66),

для

водонефтегазовой — по (VI.68); при этом истинная доля свободного

газа

потоке может быть принята равной объемно-расходной доле газа

Зг

ней.

Средняя

плотность продукции

насосе определяется уравнением

(VI.56)

или,

учетом

того, что истинные доли нефти, воды

свободного газа

по-

токе

могут

быть приняты равными объемно-расходным долям их, формулой

Рсм=РнРн-|-рвр\-И>гРг.

(VI. 142)

СУ

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

U,4

0,3

0,2

0,1

'У

У.

/у

ч/

у У

/у

у'

(

у "-

у"'

У У у

s*"Jy\y

У У

Ren

0,4

0,3

0,1

°с

,5(

•0,

опт

.в

оК

.в

ЗОо

^—

•^

1С

1,0

0,9

0,8

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

Рис.

VI.8. Зависимость относительных подачи

напора KQH И относитель-

ного

к. п. д.

/Ц погружного центробежного насоса

от

модифицированного

числа Re

потока

его межлопаточных каналах для различных соответствен-

ных

режимов

QB/QB

ОПТ:

/-0,5;

2-0,75; 3—1; 4—\.3.

275

Приняты

следующие допущения.

Точки,

отвечающие соответственным режимам работы насоса при откач-

ке

воды я

другой

однородной жидкости или неоднородной смеси в коорди-

натах H—Q, располагаются на прямых —

лучах,

выходящих из начала ко-

ординат.

Зависимость напора, подачи и к. п. д. насоса от вязкости откачиваемой

среды (однородной жидкости или смеси) можно охарактеризовать

коэффи-

циентами

KH,Q=H/H

=Q/Q

(VI.143)

АГ

=ц/лв,

(VI.144)

где Н

, Q

, т)в — напор, подача и к. п. д. насоса при работе на воде в за-

ланном

режиме; Н, Q, г\ те же параметры при работе насоса на вязкой

жидкости (однородной или неоднородной) в соответственном режиме.

Коэффициенты

KH^Q и /С_ зависят от модифицированного числа Яе

пото-

каналах центробежного электронасоса:

4,3 +

0,816я°'

274

п,'

(VI.145)

Для известного Re

их можно определить по графику (рис. VI.8) или

по

аппроксимационным формулам.

Для турбулентного режима

н Q

= 1-

(3,585

-0

для ламинарного режима

,821 lgRe

fo,

И. Q =

-50

+ 200Q

8On

для турбулентного режима

К^=

0,274

lgRe

-0,06-0,14Q

eon

;

для ламинарного режима

/С,

0,485

lg Re

— 0,63 -

0,26Q

„,

027

п>

И'

[-0,04857^-

Увоп

(VI.

(«.

(VI.

146)

147)

148)

149)

ТАБЛИЦА

VI.5

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА БЫСТРОХОДНОСТИ СТУПЕНИ

ПОГРУЖНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ

ДЛЯ

ДОБЫЧИ НЕФТИ

Насос

ЭЦН5-40

ЭЦН5-80

ЭЦН5-130

ЭЦН5-200

ЭЦН5А-100

ЭЦН5А-160

ЭЦН5Н-250

ЭЦН5А-360

ЭЦН5А-500

125

142

188

125

148—157

164—170

222

300

Насос

ЭЦН6-100

ЭЦН6-160

ЭЦН6-25О

ЭЦН6-350

ЭЦН6-500

ЭЦН6А-500

ЭЦН6А-700

ЭЦНИ6-350

ЭЦНИ6-500

104

117

155—166

155

263

254

300

170

292

276

где Q — средний объемный

расход

продукции через насос в рассматриваемом

режиме его работы, м

/с; Q

on,

— подача насоса при работе на воде

оптимальном и соответственном режимах, м

/с; v — средняя кажущаяся

кинематическая вязкость продукции в насосе, м

/с; со — частота вращения

вала насоса, 1/с; n

— коэффициент быстроходности ступени насоса

(табл.

VI.5),

(VI.150)

где Н

оп — напор насоса в оптимальном режиме работы на воде, м; g=

=9,81

м/с

; z

— число ступеней в насосе.

Зависимость водной характеристики погружного центробежного электро-

насоса от вязкости устанавливаем следующим образом.

1. Определяем объемную обводненность продукции, принимая ее прибли-

женно равной объемно-расходной доле воды р

су в продукции при стан-

дартных условиях.

2. Устанавливаем тип водонефтяной эмульсии в насосе, сопоставляя р

с критическим значением обводненности жидкости р

кр, величина которого

должна быть известна. (При отсутствии значения р

в К

р можно принять ори-

ентировочно Рв кр=0,5.) При Рв су^Рв кр имеем эмульсию типа В/Н, при

Рв

су>Рв кр — эмульсию типа Н/В.

3. Определяем ориентировочно среднюю температуру потока продукции

насосе по (VI.20).

4. Вычисляем среднюю вязкость продукции в насосе: при р

=0,

Рв

Зг/?нас,

т. е. когда продукцией является нефть, не содержащая ни попутной

воды, ни свободного газа,—по (VI.58'); при р

су=0,

Рв1<рнас,

когда про-

дукцией является нефтегазовая смесь,— по (VI.66), полагая в

(VI.66)

=«

=гк),5р

вх(1—й

где р

BI — объемно-расходная доля свободного газа

скважине перед

входом

продукции в нагое; при 0<р

су^р

кр,

рз^Рвас,

когда продукция представляет собой водонефтяную эмульсию типа В/Н,—

по

(VI.63); при р

су>Рв кр, Рвх^Раас, когда продукция является водонеф-

тяной

эмульсией типа Н/В,— по (VI.62); при 0<р

су<1,

РтКРвас,

когда

насосе движется водонефтегазовая смесь,— по (VI.68). Очевидно, что при

использовании формул (VI.63), (VI.62), (VI.66),

(VI.68)

вязкость нефти и

воды должна быть найдена с

учетом

средней температуры в насосе, т. е. по

формулам

(VI.58)

(VI.61)

соответственно.

5. Задаемся рядом значений параметра

QB/QB ОП

в пределах

0,5—1,3,

на-

пример 0,5; 0,75; 1,0; 1,3.

6. Определяем по действительной водяной характеристике насоса значе-

ние

оптимальной подачи Q

on и подсчитываем

соответствующую

выбранным в п. 5 значениям параметра

/QB

on.

7. Для полученных в п. 6 значений подач находим по водяной харак-

теристике насоса соответствующие значения напора Я

и коэффициента по-

лезного действия т]

насоса.

8. Определяем коэффициент быстроходности п

ступени насоса по

(VI.150)

или по табл. VI.5;

частоту

вращения вала насоса, если она неиз-

вестна, принимаем равной 295 1/с.

9. Вычисляем по (VI. 145) ориентировочное число Ие

потока в насосе

при

откачке им скважинной продукции в режиме, соответствующем опти-

мальному режиму работы насоса на воде, т. е. для режима с

(QB/QB

ОП)

= 1,

полагая предварительно

Q=Q

on-

10. По вычисленному в п. 9 значению Ие

и формулам

(VI.146),

(VI. 147) находим для принятого в п. 9 соответственного режима

QB/QB

два значения коэффициента KH,Q, ИЗ которых берем меньшее.

277

11.

Находим из

(VI.143)

подачу

Q*=>Q

скважинной продукции по Q»,

взятой в п. 9, т. е. по

=QB

on, и по KH.Q, найденному в п. 10.

12. По Q* и

(VI.145)

вычисляем новое, уточненное значение Re

потока

при

работе насоса в выбранном режиме.

13.

По новому значению Re

и формулам

(VI.146),

(VI.147)

находим

для принятого в п. 9 значения

QB/QB

on уточненное значение KH,Q-

14. Сопоставляем значения KH.Q, найденные в пп. 11—13, и решаем, сле-

дует

ли повторять операции, указанные в пп. 11—13, для более точного

определения KH.Q. При этом руководствуемся тем, что значение KH.Q МОЖ-

НО

считать достаточно точным, если оно отличается от предыдущего не бо-

лее чем на 0,02.

15. По числу Ren., соответствующему принятому в п. 14 окончательному

значению KH.Q, И значению

QB/QB

on, взятому в п. 9, находим по рис. VI.8

или

по формулам

(VI.148),

(VI. 149) значения коэффициента k^. Из

двух

значений

К^, найденных по

(VI.148)

(VI.149),

берем меньшее.

16. Вычисляем подачу iQ, напор Н л к. п. д. т) насоса в режиме, соот-

ветственном режиму работы насоса на воде с относительной подачей

QB/QB

on, принятой в п. 9, по формулам

(VI.143)

(VI.144).

17. Вычисляем потребляемую насосом мощность (в кВт) при откачке

скважинной

продукции в рассматриваемом режиме:

К'

H.Q

(VI.151)

где Q

— в м

/с, Н

— в м, ром — в кг/м

, g — в м/с

, р

см

берем по

(VI.142).

18. Повторяя вычисления, указанные в пп. 9—17, находим Q, H, N, ц

насоса при работе на скважинной

продукции в режимах, соответствую-

щих

другим

значениям параметра

QB/QB

on, ПРИНЯТЫМ В П. 5.

19. По полученным в пп. 16—18

данным строим кривые Н—Q, N—Q,

т)—Q насоса при работе на сква-

жинной

продукции.

Пример

изменения водяной ха-

рактеристики погружного центро-

бежного электронасоса при работе

его на водонефтяной эмульсии по-

казан

в табл. VI.6 и на рис. VI.9.

Пример

соответствует

следующим

исходным данным: насос

2ЭЦН5-80-1200, вязкость при сред-

ней

температуре в насосе нефти

0,0055

Па-с, воды

—0,0015

Па-с,

плотность нефти 800 кг/м

, воды

1160 кг/м

, объемная доля воды в

эмульсии 0,50, критическая объемная

доля воды 0,60, частота вращения

вала насоса

2820

об/мин, число сту-

пеней

в насосе 274. Водяная харак-

теристика насоса — паспортная.

Светлыми кружочками обозначены

исходные режимы работы насоса на

воде, зачерненными — соответствую-

щие исходным режимы работы на-

соса на эмульсии.

120 НО

Рис.

VI.9. Водяная характеристика

погружного центробежного электро-

насоса при работе на воде и на во-

донефтяной

эмульсии

278

ТАБЛИЦА

VI.o.

ПЕРЕСЧЕТ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА

ВОДЫ

НА ВЯЗКУЮ ЖИДКОСТЬ

Параметры

/сут

10», м'/с

, м

K.4.Q

/с

/СуТ

Я,

"Ч

N, кВт

«в'«воп

0,50

47,5

0,550

1310

0,390

524

0,914

0,558

0.480

41,5

1198

0,218

26,3

0,75

71,3

0,825

1243

0,490

776

0,886

0,565

0,720

62,2

1100

0,277

27,7

1,0

95,0

1,100

1075

0,545

1048

0,874

0,572

0,961

83,0

939

0,312

27,6

1,15

109,2

1,265

865

0,513

1205

0,870

0,566

1,105

95,4

752

0,291

27,1

1,263

120,0

1,390

550

0,367

1324

0,868

0,555

1,213

104,8

477

0,204

26,9

Зависимость

характеристики

насоса

от

наличия

свободного

газа

откачиваемой

продукции

Одна из наиболее важных отличительных особенностей работы многосту-

пенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси — изме-

нение

по длине насоса объемного расхода, плотности и вязкости откачивае-

мой

продукции. Это изменение обусловлено повышением давления и, в мень-

шей

степени, температуры по пути движения ГЖС от

входа

в насос к вы-

ходу

из него. Поэтому ступени одного и того же насоса в один и тот же

момент работают на различных режимах и на различных по физическим

свойствам

средах.

Отмеченное существенно осложняет определение характе-

ристики

погружного центробежного насоса при работе на ГЖС.

В практике подбора погружных центробежных насосов к скважине

нашли

применение рабочие характеристики насоса

двух

видов: 1) зависи-

мость напора, потребляемой мощности и к. п. д. насоса от среднеинтеграль-

ного расхода Q

проходящей через насос продукции ' при заданной объем-

ной

доле газовой фазы у

входа

в насос р

г в

% (рис.

Vl.lO.a);

2) зависимость

развиваемого насосом давления, потребляемой мощности и к. п. д. насоса

от объемного расхода жидкой фазы Q

(не <2гж) в откачиваемой продукции

при

заданном р

ц (рис.

VI.10,6).

Среднеинтегральная подача продукции, проходящей через насос, когда

давление на

выходе

из насоса р

ых больше давления насыщения жидкости

нефтяным

(попутным) газом р

нас, определяется следующим выражением:

<Эсп

Рвых

Рвх.

нас ^вых

Г Qdp+ j Qdp

(VI. 152)

Эту

характеристику применительно

насосам УЭЦН предложили использовать

А.

Н.

Кезь

и А. А.

Брискман.

279

40 80 120 160 200

,м

/сут

Рис

VI10 Рабочие характеристики насоса, используемые при подборе

УЭЦН:

—

зависимость среднеинтегрального напора, потребляемой мощности

и к. п. д.

насоса

при

постоянной объемно-расходной

доле

газовой фазы

у входа в

насос

от

среднеинте-

грального

расхода

продукции скв&жины через насос;

б—

зависимость приращения давления

насосе, потребляемой

им

мощности

условно-

го

к. п. д.

насоса

при

постоянной объемно-расходной

доле

газовой фазы

входа

в на-

сос

от

подачи касосом жидкости, приведенной

условиям

входа

насос:

где рвх—давление у

входа

в насос; Q — объемный, расход продукции при

текущих термодинамических условиях, определяемый при

р<р

нас по

(VI.122), а при рЗ*Рд

ас по (VI.124), когда р

х<Рнас Учитывая, что в обла-

сти, где р^Рп нас, при практических расчетах значение Q можно приближен-

но

принять независящим от р и Т, для определения Q

p при р

ых>Рдвае

можно использовать вместо

(VI.152)

следующее уравнение:

<?ср =

Рвых

•_ ft

Рвх

Qdp + Q

(/>eb>x — Рл нас)

(VI. 152')

где Qw определяется по (VI.124).

Если Рвых^Рдвас, то среднеинтегральный объемный расход проходящей

через насос продукции определяется следующим образом:

^вьп

L__ Г

г'ЗЫХ УВХ J

Qdp,

(VI. 153)

280