Экспресс-методика подбора ЭЦН к нефтедобывающей скважине

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н_скв = f(Q_Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q–H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q_Ж (м³/сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

где Н_скв – потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины – прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса – устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины – групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Н_нас – напор, развиваемый погружным насосом, м; Q_Ж – дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м³/сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n₀ = 100, t = 200 °С, p_в = 1000 кг/м³) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H_Н = h – bQ² или H_Н = h + aQ – bQ²,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Н^верт_дин – динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h_TP – потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; – средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м³; h_СЕП – потери напора в сепарационной емкости, м; Н_Ö напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р_У – давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p_в = 1000 кг/м³ и вязкостью 1 мПа•с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n – количество ступеней насоса; – средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м³; – гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с²/м⁵; – глубина пласта по вертикали, м; – пластовое давление, Па; K_ПР – коэффициент продуктивности скважины, м³/с•Па; – давление на устье скважины, Па; PСЕП – давление в сепараторе, Па; – плотность флюида на устье скважины, кг/м³; g=9,81– ускорение свободного падения, м/с².
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).
Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. – М.: Недра, 1989. – 245 с.

Автор: А. В. Панкратов, С. А. Редикульцев Томский политехнический университет, Институт геологии и нефтегазового дела