Анализ технологических режимов работы скважин с установками эцн в условиях повышенного свободного газосодержания на приёме насоса

Одна из наиболее важных отличительных особенностей работы многоступенчатого центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси — изменение по длине насоса объемного расхода, плотности и вязкости откачиваемой продукции. Это изменение обусловлено повышением давления и, в меньшей степени, температуры по пути движения ГЖС от входа в насос к выходу 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 характеристики погружного центробежного насоса при работе на ГЖС.

Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей через первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор, развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает. Если на приеме насоса существует газонасыщенность, плотность газожидкостной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная — при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти. Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожидкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать. В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме. Однако давление, развиваемое каждой ступенью, даже при постоянстве напора будет различным, возрастая по мере увеличения плотности. После первой ступени оно будет минимальным, затем будет возрастать и после некоторой ступени останется постоянным. При суммировании давлений, развиваемых каждым рабочим колесом, не получится равномерного нарастания давления вдоль ступеней насоса, как при однородной жидкости с постоянной плотностью. Сначала давление будет нарастать медленно, затем быстрее, пока не станет постоянным. При этом давление, развиваемое насосом при откачке газированной жидкости будет меньше, так как часть энергии двигателя затрачивается на сжатие и растворение газа в насосе. Эта энергия частично возвращается потоку жидкости, но уже в НКТ, где выделяющийся газ создает так называемый газлифтный эффект, способствующий подъему жидкости на поверхность и уменьшающий необходимый для работы скважины напор.

Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 — 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса.

Газосодержание является основным критерием для выбора глубины погружения насоса. В справочной литературе приведены графические зависимости изменения величины оптимального газосодержания на приеме насоса от давления и обводненности продукции скважин, по которым рекомендуется осуществлять выбор глубины спуска насоса. В некоторых учебниках рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Однако, как показали специальные исследования, величину предельного газосодержания можно довести и до 50…60% (при давлении у приема насоса 3 — 4 МПа). Отсутствие однозначных количественных ограничений на величину газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считает, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. П. Д. Ляпков считает, что присутствие в насосе свободного газа ухудшает обтекание газожидкостной смесью лопаток рабочего колеса и направляющего аппарата. Мищенко И. Т. причиной вредного влияния газа на работу насоса считает нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью. Поэтому наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30…40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 — 15%.