Важным фактором, который необходимо учитывать при расчете необходимого напора ЭЦН, является полезная работа газа по подъему жидкости в трубах.
Высота поднятия жидкости расширяющимся газом может быть определена из формул работы [26]:
, (5.25)
где Рнас - давление насыщения газа, МПа; Ру - давление на устье, МПа; ρж - плотность при термодинамических условиях сечения; η - КПД работы газа в насосных трубах, η = 0,65 при 0,2 < n < 0,5.
Однако, проведенные расчеты по этой формуле дают завышенные результаты по сравнению с данными исследований П. Д. Ляпкова в Туймазанефть [19].
Наиболее близкие результаты дают расчеты высоты подъема жидкости газом по зависимости [12]:
, (5.26)
где d - внутренний диаметр труб, см; Рбуф = Ру - давление на устье (сепараторе).
При определении необходимого напора ЭЦН (формула (5.3)) из него следует вычитать высоту подъема жидкости газом, однако, необходимо при этом учитывать изменение газового фактора, обводненности и давления насыщения во время межремонтного периода работы установки ЭЦН.
Пример расчета погружения насоса под динамический уровень
Задача 26
По заданным условиям эксплуатационной скважины и оборудованию определить глубину погружения ЭЦН под динамический уровень при наличии газового фактора и высоту подъема жидкости газом.
Дано: наружный диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм;
глубина скважины - 2000 м;
дебит жидкости Q = 120 м3/сут;
динамический уровень hд = 1098 м;
тип насоса ЭЦН5-130-1200;
необходимый напор насоса Нс = 1216 м;
газовый фактор Г = 70 м3/м3;
давление в затрубном пространстве Рз = 1,3 МПа;
обводненность нефти n = 0,40;
плотность газа ρг = 1,10 кг/м3;
плотность нефти ρн = 880 кг/м3;
температура жидкости на приеме - 50°С.
Решение
Определим давление на приеме по формуле (5.17). Из рекомендаций [16] для колонн диаметром 140 мм примем σ = 0,15. Из данных к расчету То = 288°К; Т = 323°К; n = 0,4.
Принимая газосодержание на приеме β = 0,25, найдем Vрг = 47 м3/м3.
По графикам [19, рис. 13] найдем псевдокритические давления и температуру по относительной плотности газа:
;
.
Принимая предварительно давление на приеме насоса 5 МПа, найдем приведенные давления и температуру:
.
По графикам Брауна [19, рис. 13] найдем Z = 0,82. Объемный коэффициент нефти найдем по формуле (5.18), предварительно определив λн по формуле (5.19):
.
(Для сравнения по графику на рис. 2 [19] Вн = 1,74).
Подставляя найденные значения в формулу (5.17) найдем:
.
Учитывая найденное давление на приёме насоса, вновь найдем приведенное давление:
,
оно изменяется, определим Вн и Рпр:
.
.
Вновь определяя Рп = 3,15/4,7 = 0,67, найдем Z = 0,87, a Рпр = 3,11 МПа, т. е. уточнение приблизительно на 1%, что выше точности определения Z по графикам. По этому определим Рпр = 3,15 МПа. (Для сравнения по графику на рис. V.11.5 в работе [28] Рпр = 1,9 МПа.)
Определим ρсм по формуле (5.16):
.
Найдем глубину погружения насоса под динамический уровень по формуле (5.15):
.
Глубина спуска насоса
.
Высоту подъема жидкости расширяющимся газом определим по формулам (5.25) и (5.26):
,
где по номограмме [19, рис. 1]
.
По методике [12]
.
По исследованиям П. Д. Ляпкова в условиях Туймазанефть [19] высота подъема жидкости за счет энергии газа в среднем равна 250 м, что ближе к результату по методике [12].
Таким образом, необходимый напор ЭЦН может быть снижен за счет полезной работы газа в НКТ:
.
Исследования и пример расчета показывают, что с помощью аналитических зависимостей можно существенно (на сотни метров) уточнить необходимую глубину погружения ЭЦН под динамический уровень, величину напора за счет подъемной силы газа при межремонтном периоде год и более следует ориентировочно брать с коэффициентом 0,7 - 0,8 с учетом падения пластового давления:
.