Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, отсасывающих газ принудительно (например, система «тандем»).

Применение комбинированных (конических) насосов. «Вредное» влияние газа уменьшается, если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменить ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов, эти ступени обеспечивают и большее поступление на прием газожидкостной смеси. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости, чем и достигается оптимальная подача насоса.

Стабильная работа УЭЦН осуществляется при содержании свободного газа на входе в насос (по техническим условиям) от 5% до 25% в зависимости от типоразмера насоса, при увеличении количества свободного газа происходит ухудшение работы насоса. Газированная жидкость в некоторых случаях, если среда тонкодисперсная и наличие свободного газа не превышает допустимого, может положительно влиять на работу насоса т.к. происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси. Но, чаще всего, происходит частичное или полное запирание каналов рабочих колес в насосе при большом содержании газа, которое приводит к снижению подачи насоса, снижению наработки насоса на отказ. В некоторых случаях может происходить выход из строя погружного электродвигателя из-за плохого его охлаждение за счет отсутствия потока жидкости.

Газосепараторы предназначены для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости.

Применение газосепараторов или диспергаторов позволяет: предотвратить кавитацию и запирание газом рабочих органов насоса, обеспечить необходимую производительность насоса, повысить коэффициент полезного действия. Принцип работы диспергатора заключается в обеспечении необходимого диаметра пузырьков газа в откачиваемой газожидкостной смеси (ГЖС), путем их измельчения; газосепаратора -- в удалении газовой фазы из откачиваемой смеси.

Все виды применяемого оборудования находятся на входе в первую рабочую ступень насоса, т.е. жидкость до входа в насос проходит через дополнительное устройство.

---

1-головка ; 2- втулка радиального подшипника; 3- вал; 4- сепаратор; 5-направляющие аппараты; 6- рабочие колеса; 7- корпус; 8- шнек; 9- основание

Рисунок 2- Газосепаратор
2.2 Технологическая эффективность
2.2.1 Технологическая эффективность от применения диспергатора
Модули насосные-диспергаторы МНДБ5 (производства ОАО "Борец") предназначены для измельчения газовых включений в пластовой жидкости, подготовки однородной газожидкостной смеси и подачи ее на вход насоса. Диспергаторы МНДБ5 устанавливаются на входе вместо входного модуля. Применение диспергатора способствует улучшению условий работы насоса, повышению стабильности его характеристик и увеличению экономичности всей установки погружного центробежного насоса.


Рисунок 3 – Диспергатор AGH фирмы REDA
2.2.2 Расчет технологической эффективности от применения диспергатора
Исходные данные:

Скважина	ДО				ПОСЛЕ
	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут		Дебит жидкости, т/сут	Обвод.
9	0,42	8,1	93,0	0,47		11,8	90,5
10	1,19	7,9	82,2	1,37		8,3	79,3
11	1,51	2,5	34,6	2,41		3,82	32,3
итого	3,12	18,5	209,8	4,25		23,92	202,1

Произведём расчет технологической эффективности по трём скважинам по нефти
1 Производим расчет объём добычи при базовом дебите нефти

, т [6, стр 10] (1)

---

= 0,42 ∙ 215 ∙ 0,76 =70,54 т

где - дебит скважины по ГТМ, т

Т - период между обработками, сут

η - коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,74)

- дебит скважины после ГТМ, т
= 0,42 ∙ 215 ∙ 0,76 = 70,54 т
= 1,19 ∙ 215 ∙ 0,76 =199,87 т
= 1,51 ∙ 215 ∙ 0,76 = 253,61 т
2 Производим расчет планируемой добычи нефти
= [6, стр 10] (2)
70,54 + + 221 ∙ 0,76 = 238,56 т
199,87 + + 221 ∙ 0,76 = 367,16 т
= 253,61 + + 221 ∙ 0,76 = 421,81 т
3 Расчет дополнительной добычи по скважинам
= , т [6, стр 11] (3)
=238,56– 70,54 = 168,02 т
= 367,16 – 199,87 = 167,29 т
= 421,81 – 253,61 = 168,2 т
4 Дополнительная добыча по трём скважинам

---

= + + [6, стр 11] (4)
=168,02 + 167,29 + 168,2 = 503,51 т
5 Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости
= [6, стр 11] (5)
= 8,1 ∙ 221 ∙ 0,76 = 1360,47 т
= 7,9 ∙ 221 ∙ 0,76 = 1326,88 т

= 2,5 ∙221 ∙ 0,76 = 419,9 т
6 Производим расчёт планируемой добычи жидкости
= + + Т ∙ , т [6, стр 11] (6)
= 1360,47 + + 221 ∙ 0,76 = 1493,31 т
= 1326,88 + + 221 ∙ 0,76 = 1460,59 т
= 419,9 + + 221 ∙ 0,76 = 588,27 т
7 Расчет дополнительной жидкости по скважинам
= - , т [6, стр 12] (7)
= 1986,22 – 1360,47 = 625,75 т
= 1897,54 – 1326,88 = 570,66 т
= 588,27 – 419,9 =168,37 т
8 Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
=

---

= 625,75 + 570,75 + 168,37 =1364,87т
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 503,51 т и по жидкости 1364,87 т
2.3 Расчеты технологических процессов
2.3.1 Расчет оптимального, допускаемого и предельного давлений на приеме ПЦЭН
Оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при
[2, стр 217] (9)
при
[2, стр 217] (10)
Для оценки допускаемого давления на приеме ПЦЭН можно использовать следующие формулы:

при
[2, стр 217] (11)
при
[2, стр 217] (12)
Предельное давление на приеме во всей области можно рассчитать по следующей зависимости:

[2, стр 218] (13)
Задача 1
Рассчитать оптимальное, допускаемое и предельное давление на приеме ПЦЭН

Исходные данные:














Решение



Таким образом, вязкость дегазированной нефти при


Оптимальное давление на приеме

---

Смотрите также файлы

• Лабораторная работа 1 по теме.docx

• Подготовили студентки 1 курса 103 группы института клинической медицины Захарова Д. Д. и Викулова П. А. федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Тюменский государственный медицинский университет.pptx

• Подготовила и провела учитель географии.docx

• Учебнометодическое пособие О. Д. Мишина. Барнаул Новый формат, 2020. 43 с.doc

• Решение суда первой инстанции, не вступившее в законную силу можно.docx