Решение

Определяем площадь внутреннего канала НКТ по формуле (5.1) при Vср = 1,3 м/с:

.

Внутренний диаметр по формуле (5.2)

.

Ближайший больший dвн имеют НКТ диаметром 48 мм (dвн = 40 мм).

Скорректируем выбранное значение Vср = 130 см/с:

.

При выборе НКТ по графику [27, рис. 63] при дебите 120 м³/сут и КПД = 0,96 также получим НКТ диаметром 48 мм. Депрессия по формуле (5.4) будет равна

.

Число Рейнольдса по формуле (5.7)

.

Относительная гладкость труб по формуле (5.8)

.

По графику [27, рис. 64], находим λ = 0,03.

Определим λ по формуле (5.10) для сравнений.

.

Глубина спуска насоса по формуле (5.6)

.

Потери на трение в трубах по формуле (5.5)

.

Потери напора в сепараторе по формуле (5.11)

.

Величина необходимого напора (формула (5.3))

.

Для получения дебита Q = 120 м³/сут и напора Нс =1176 м по табл. 5.1 выбираем ЭЦН5-130-1200 с числом ступеней 282, учитывая, что эксплуатационная колонна у нас диаметром 140 мм (гр. 5).

По данным табл. 5.1 построим.участок рабочей области характеристики Q - Н (рис. 5.1).

Рис. 5.1. Рабочая область характеристики ЭЦН

Из полученной рабочей области характеристики найдем, что при дебите 120 м³/сут напор ЭЦН на воде составит 1250 м.

По соотношению (5.12) найдем напор насоса на реальной жидкости, если по условию ρж = 880 кг/м3;

.

Так как вязкость жидкости не превышает 3 сантипуаз, то пересчет по вязкости жидкости не требуется.

Для совмещения характеристик насоса и скважины определим по формуле (5.12а) число ступеней, которое нужно снять с насоса:

.

Следовательно, насос должен иметь 234 ступени, вместо снятых устанавливаются проставки. Напор одной ступени составит 5,03 м.

При установке штуцера на выкиде из скважины мы совмещаем напоры ЭЦН и скважины, но уменьшаем подачу ЭЦН, одновременно уменьшая его КПД.

Полезная мощность электродвигателя (формула (5.13))

,

где 0,57 - КПД насоса (табл. 5.1). Необходимая мощность двигателя

.

Ближайший больший типоразмер выбираем по табл. 5.3. Это ПЭД 28 - 103 с КПД 0,73, напряжение 850 В, сила тока 34,7 A, cosα = 0,75, температура окружающей среды до 70°С.

Этому двигателю соответствует гидрозащита П92, ПК92, П92Д [17].

По табл. 5.4 можно также выбрать ПЭД32-103, который будет иметь больший запас мощности.

5.2. Определение глубины погружения насоса под динамический уровень

Наиболее затруднительным является определение глубины погружения насоса h под динамический уровень при наличии значительного газового фактора.

Этому вопросу посвящены труды многих исследователей. Нашей задачей является получение упрощенной методики расчета этой величины. Глубина погружения насоса h под динамический уровень входит составной частью в формулу (5.6), а часть потерь напора на трение определяют по формуле (5.5).

Недостаточное погружение насоса под динамический уровень, где уже появляется в значительных количествах свободный газ, приводит к снижению подачи насосом жидкости или к срыву подачи при блокировке ЭЦН газовым пузырем.

Наоборот, чрезмерное погружение насоса под динамический уровень приводит к росту давления и температуры, снижающих эксплуатационные характеристики кабеля и электродвигателя, к интенсивному поступлению песка в насос при небольшом расстоянии от забоя и неоправданному увеличению длины НКТ и кабеля. В технических характеристиках ЭЦН свободное газосодержание β на приеме не превышает 0,25.

Глубина погружения под динамический уровень, м,

, (5.15)

Здесь Рпр - давление на приеме насоса, МПа; Рз - давление в затрубном пространстве, МПа; g - ускорение свободного падения; ρсм - плотность водогазонефтяной смеси, кг/м³,

, (5.16)

где ρн, ρв, ρг - плотность нефти, воды и газа соответственно; n - обводненность; β - газосодержание на приеме.

Обычно давление на приеме Рпр определяют по специальной методике или по графикам [28], где учитывается истинное газосодержание α и обводненность n продукции скважины. Предполагая, что на глубине спуска насоса отсутствует скольжение газовой фазы относительно жидкостной, можно приравнять α к β. График изменения Рпр от газосодержания и обводненности представлен на рис. V.11.5 [28].

Другую, более точную, на наш взгляд, аналитическую зависимость Рпр можно получить из работы [16], где можно учесть не только обводненность и газосодержание, но и температуру на забое, объемный коэффициент нефти, сжимаемость и коэффициент сепарации газа:

, (5.17)

где Г - газовый фактор; Vpг - объем растворенного газа; n - обводненность продукции скважины; σ - коэффициент сепарации газа; То, Т - температура на устье и на приеме насоса в скважине соответственно; Ро = 0,1033 МПа - давление на устье; Z - коэффициент сжимаемости таза; Вн - объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме насоса.

Для нахождения коэффициента сжимаемости газа Z воспользуемся графиками [19, рис. 10, 13], предварительно определив псевдокритическое давление и температуру.

Объемный коэффициент нефти определяется из работы [23] по формуле

. (5.18)

Здесь βн = 6,5·10^-1 1/МПа - коэффициент сжимаемости нефти; αн - температурный коэффициент, при 0,86 < ρн < 0,96 αн = 10^-3 ·(2,513 - 1,975); λн - безразмерный параметр, равный отношению удельного приращения объема нефти при растворении в ней газа к газосодержанию [22],

, (5.19)

где ρ_н²⁰ - относительная плотность нефти при 20°С и атмосферном давлении к плотности воды при 4°С; ρ_г²⁰ - относительная плотность газа; Г - газовый фактор м³/м³; tпл, Рпл - пластовые температура в °С и давление в МПа соответственно.

Для упрощения нахождения Вн, минуя вычисления λн, можно воспользоваться номограммой [19, рис. 2], учитывая, что точность определения Вн при этом значительно снижается.