ми ступенями при откачке ими ГЖС с пенистостью нефти порядка 60...66 мм (по определению Дроздова [172]). Условия, лежащие вы­ ше поверхности, описываемой этой моделью, при использовании насоса без газосепаратора приводят к снижению наработки насоса.

Сравнение полученной модели допустимого газосодержания с мо­ делью, приведенной в технических условиях многих серийно выпуска­ емых российских центробежных насосов, показывает неадекватность модели по ТУ реальным условиям (рис. 2.43). Это сравнение показы­ вает, что ограничения по допустимому газосодержанию в технических условиях на насосы не учитывают важные факторы и поэтому не мо­ гут в общем обеспечивать наибольшие наработки насосов.

Касательно насосов с диагональными и центробежно-вихревыми ступенями можно констатировать следующее: по проведенным эк­ спериментам [181] допустимое газосодержание для насосов с этими ступенями примерно в полтора-два раза выше по сравнению с цент­ робежными ступенями.

Эта допустимая величина для высокопроизводительных насосов с диагональными ступенями и насосов с центобежно-вихревыми сту­ пенями не менее 35% при давлении Рвх > 30кг/см2 для ГЖС с безвод­ ной нефтью.

2.7.6. Модель эквивалентной вязкости газоводонефтяной эмульсии

Как уже было рассмотрено ранее, характеристики ПЛН зависят от вязкости перекачиваемой нефти, т. е. от вязкости однородной жид­ кости. Рассмотрим случай, когда эти насосы откачивают водонефтя­ ные смеси.

На основании многочисленных исследований, подтвержденных промысловой практикой, в настоящее время известно, что в этом слу­ чае на входе погружного насоса имеется водонефтяная эмульсия, т. е. дисперсная система с жидкой дисперсной средой и жидкой нераст­ воримой дисперсной фазой. При откачке водонефтяной эмульсии погружным лопастным насосом изменения характеристики насоса подобны соответствующим изменениям характеристики при откачке вязкой однородной жидкости. Поэтому изменения параметров ло­ пастного насоса при откачке водонефтяной смеси можно оценивать по номограммам влияния вязкости однородной жидкости через т. н. эквивалентную вязкость.

Аналогичный прием возможен в отношении газонефтяной смеси.

Адаптационными коэффициентами являются:

vH— эквивалентная кинематическая вязкость безводной сепариро­ ванной нефти при пластовой температуре;

вк — критическая обводненность, соответствующая инверсии фаз эмульсии;

v3Max — эквивалентная кинематическая вязкость смеси при крити­ ческой обводненности, нулевом газосодержании и пластовой темпе­ ратуре;

KV3M — х а р а к т е р и с т и к а р а з р ы в а ф у н к ц и и v = f( e ) п р и в = в к;

v3MHH— эквивалентная кинематическая вязкость смеси при крити­ ческом газосодержании, нулевой обводненности и пластовой темпе­ ратуре;

а — коэффициент формы кривой зависимости эквивалентной вяз­ кости смеси от газосодержании.

Адаптационные коэффициенты месторождения могут быть полу­ чены в результате активных или пассивных экспериментов.

В качестве примера можно привести значения адаптационных коэффициентов для девонских месторождений и угленосных мес­ торождений (Арланское, Южно-Арланское, Ново-Хазинское) [185]

—см. табл. 2.4.

Таблица 2.4

2.7.7. Ограничения по мехпримесям

Известно, что мехпримеси являются одним из факторов, сущест­ венно влияющих на наработку.

Для повышения надежности насосов ПЛН при повышенном со­ держании мехпримесей необходимо:

1.Достаточно полно характеризовать мехпримеси, содержащиеся в откачиваемой жидкости.

2.Четко классифицировать исполнения ПЛН, в соответствии с ко­ личеством и составом мехпримесей, т. е. определенно знать область применения различных исполнений ПЛН по характеристикам мех­ примесей в откачиваемой жидкости.

По обоим этим вопросам на российской промысловой практике не имеется достаточной четкости.

По всем техническим условиям (ТУ) отечественных производи­ телей механические примеси в откачиваемой жидкости охарактери­ зованы только двумя параметрами: массовой концентрацией (мг/л) (в нефтепромысловой практике количество взвешенных частиц (КВЧ)) и микротвердостью частиц (не более 5—7 единиц по Моосу). Такая российская концепция возникла в 50-е годы, когда количест­ во мехпримесей в откачиваемых жидкостях из российских скважин было незначительно и мехпримеси не были определяющими нара­ ботку ПЛН фактором. Эта концепция потом была перенесена в ТУ всех отечественных производителей.

Эти два параметра, характеризующие в вышеприведенных ТУ мехпримеси, не являются определяющей количественной мерой разрушающего воздействия мехпримесей на конструктивные эле­ менты насоса. Разрушающее воздействие зависит еще от процента твердых частиц с твердостью до 7 единиц по Моосу, размеров и фор­ мы частиц.

Поэтому существующий в России на практике подход к мехпримесям не позволяет оценивать влияние мехпримесей с единых по­ зиций и проводить сравнения работы ЭЦН различных исполнений в сопоставимых условиях.

По условиям эксплуатации ПЛН, такая концепция, заложенная в ТУ отечественных производителей, не только неэффективна, но и вредна, так как при такой концепции практически невозможно кор­ ректно определить область применения по мехпримесям различных исполнений ЭЦН, выпускаемых отечественными производителями, для поддержании определенного уровня наработки.

Одной из основных характеристик механических примесей, оп­ ределяющих эксплуатационные показатели ЭЦН, является их аб­ разивность [183]. В настоящее время не существует комплексного показателя абразивности мехпримесей, однако его можно оценить

на основе соответствующих свойств содержащихся их частиц, осо­ бенно твердых: размера, гранулометрического состава, окатанности, твердости, плотности, концентрации, скорости перемещения относительно изнашиваемой поверхности. Определяющими по­ казатель абразивности могут являться, например, содержащиеся средне и крупкозернистые частицы.

В первом приближении абразивность твердых частиц, содержа­ щихся в мехпримесях, можно оценивать в соответствии с таблицей 2.4 из источника [183] в % абразивности, взяв за 100% абразивность твердых частиц, состоящих из крупнозернистых песков (с размером зерен 0.5...2 мм) с неокатанными зернами.*

Сравнительный показатель абразивности песков Таблица 2.4

Примечание. В скобках приведен показатель абразивности в %.

*По материалам одного из ведущих специалистов ОКБ БН в 80-х годах Филип­ пова В. Н.

Таким образом, влияние мехпримесей в откачиваемой жидкости на наработку ЭЦН возможно оценивать по абразивности и массовому содержанию средне и крупнозернистых твердых частиц в определен­ ной объемной подаче жидкости.

Принципиально интересна практика учета механических при­ месей, используемая американскими изготовителями и нефтяни­

ками.

Американская концепция* заключается в следующем:

1.Под мехпримесями не следует понимать только глину, грязь и алевролиты и не следует характеризовать мехпримеси только двумя параметрами — массовым количеством взвешенных частиц в мг/л и микротвердостью.

2.Каждую пробу мехпримесей следует характеризовать пятью па­

раметрами:

—суммарным количеством мехпримесей в мг/л;

—процентом кварцевого песка в пробе (твердостью 7 единиц по Моосу);

—размером частиц мехпримесей;

—формой частиц мехпримесей;

—количеством частиц, не растворимых в кислоте.

3.По параметрам пробы вычисляется т. н. индекс агрессивности мехпримесей — количественная мера разрушающего воздействия мехпримесей на конструктивные элементы насоса.

4.По сочетанию индекса агрессивности и суммарного количества мехпримесей предлагается выбирать конструктивное исполнение на­ соса.

Из вышеизложенного следует необходимость проведения следую­ щих работ:

1.Разработки российской концепции. Разработанная концепция позволит оценивать влияние мехпримесей с единых позиций и про­ водить сравнения работы ЭЦН различных исполнений в сопостави­ мых условиях. Для разработки концепции могут быть использованы вышеприведенные идеи.

2.Определения областей применения различных исполнений ПЛН, установления необходимых и достаточных конструктивных признаков каждого исполнения насоса, обеспечивающих одинаково высокий уровень их наработки.