Особенности подбора УЭЦН для условий с высоким газовым фактором
Эксплуатация скважин с высоким газовым фактором является одной из самых сложных задач в механизированной добыче нефти. Свободный газ на приеме насоса значительно ухудшает условия работы оборудования, снижает напор, вызывает вибрацию и может привести к срыву подачи. Подбор установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) в таких условиях требует не просто расчета гидравлической характеристики, а глубокого анализа фазового состояния потока, физико-химических свойств пластовой жидкости и применения специальных конструктивных решений.
Влияние свободного газа на характеристики насоса
Газ, попадая в проточную часть рабочего колеса, приводит к уменьшению напора из-за того, что газовые пузырьки создают сопротивление движению жидкости. При объемной доле свободного газа на приеме более 15-25% (в зависимости от конструкции ступени) наступает срыв подачи — резкое падение напора до нуля. При этом двигатель может работать без нагрузки, что чревато перегревом. Газ также вызывает неравномерную нагрузку на вал насоса, приводя к преждевременному износу подшипников и торцевых уплотнений.
Расчет газового фактора и условий на приеме
Первый шаг — определение объемного расхода свободного газа на входе в насос. Для этого необходимо знать газовый фактор пласта (ГФ), давление насыщения и забойное давление. Используется модель фазового равновесия, позволяющая рассчитать, какая часть газа останется в растворенном состоянии. Условно считается, что при давлении ниже давления насыщения выделяется весь газ, но часть его может находиться в виде мелких пузырьков, не влияющих критически на работу насоса. Для расчета используют среднюю температуру в скважине и относительную плотность газа по воздуху.
На практике инженеры оперируют понятием «кажущийся газовый фактор» — отношение объема газа, проходящего через прием насоса, к объему жидкости. Если этот показатель превышает 80-100 кубических метров на кубический метр жидкости, требуется обязательное применение газосепарации. Важно понимать, что высокое забойное давление может частично подавить выделение газа, но при снижении динамического уровня проблема усугубляется.
Конструктивные решения для работы в условиях газа
Стандартный УЭЦН не способен эффективно перекачивать газожидкостную смесь. Для таких условий разработаны специальные модификации:
- Ступени с повышенным газосодержанием (газостабильные ступени). Имеют измененную геометрию лопаток, которая позволяет отводить газ в межлопаточное пространство, не допуская запирания каналов. Такие ступени способны сохранять напор при содержании газа до 40-50%.
- Многофазные насосы. Отличаются увеличенным зазором в проточной части и более массивным валом. Они могут работать при содержании газа до 70-80%, но имеют пониженный КПД (до 25-30%).
- Двухопорные ступени. Устойчивы к вибрации, вызванной неравномерностью двухфазного потока.
Выбор типа ступеней зависит от расчетного расхода газа. Для серийных скважин с газовым фактором до 40 м³/т достаточно применения газостабильных ступеней на 3-4 ступенях выше обычных рабочих. При газовом факторе выше 80 м³/т устанавливают специальные газосепараторы.
Газосепараторы как основной метод защиты
Газосепаратор устанавливается между модулем-приемником насоса и первой ступенью. Принцип действия основан на использовании центробежных сил (шнековый газосепаратор) или гравитации (гравитационный газосепаратор). Центробежный газосепаратор (ГС) отбрасывает жидкость к стенкам корпуса, а газ остается в центральной части и отводится в затрубное пространство. Эффективность сепарации у шнекового ГС составляет 50-65%, у центробежного — до 85-90%.
Для скважин с очень высоким газовым фактором (более 200 м³/т) рекомендуется устанавливать два газосепаратора последовательно или комбинировать их с диспергатором. Диспергатор разбивает крупные газовые пузырьки на мелкие, не удаляя их, а равномерно распределяя по жидкости. Это снижает риск локального запирания ступени, но не решает проблему срыва подачи при больших объемах газа.
Выбор типа погружного электродвигателя (ПЭД)
Высокий газовый фактор влияет и на выбор двигателя. При пуске насоса газ может скапливаться в верхней части ПЭД, вызывая сухой ход и перегрев. Для решения этой проблемы существуют специальные двигатели с вентильным приводом (ПЭДВ), которые имеют встроенную защиту от перегрева и позволяют работать при низкой скорости вращения, что снижает газовыделение на приеме. Также необходимо использовать высоковольтные кабели с усиленной изоляцией, так как в газовой среде повышается риск пробоя изоляции из-за химически агрессивных компонентов.
Расчет плотности и вязкости газожидкостной смеси
Ошибка на этом этапе приводит к неправильному подбору двигателя по мощности. Плотность смеси рассчитывается как среднеобъемная величина с учетом объемной доли газа на приеме. Для скважин с высоким газовым фактором плотность смеси может снижаться до 100-200 кг/м³, тогда как плотность чистой воды составляет 1000 кг/м³. Если этого не учесть, мощность двигателя окажется завышенной, насос будет перекачивать газ без нагрузки, и защита может отключить установку по току.
Вязкость смеси также играет роль: при выделении газа из нефти возрастает вязкость нефтяной фазы, что увеличивает гидравлические потери в проточной части. Для маловязких нефтей (до 10 сантипуаз) этим эффектом можно пренебречь, но для высоковязких (более 50 сП) требуется введение поправочных коэффициентов.
Компоновка оборудования и спуск насоса
Глубина спуска насоса при высоком газовом факторе должна быть обоснована. Идеальный вариант — расположить прием насоса на 200-300 метров ниже динамического уровня, где давление выше и часть газа остается в растворенном состоянии. Однако при сильном истощении пласта это невозможно. В таких случаях рекомендуется использовать пакер-отсекатель, устанавливаемый ниже приема насоса, чтобы исключить поступление газа из забоя. Альтернатива — компоновка с хвостовиком, который создает гидравлический затвор.
Необходимо предусмотреть обратный клапан и спускной клапан. Обратный клапан предотвращает стравливание столба жидкости при остановке насоса, а спускной позволяет опорожнить полость НКТ перед ремонтом. При работе с газом клапаны должны быть с удлиненным штоком и большими проходными сечениями, чтобы избежать заклинивания отложениями парафина.
Определение оптимальной частоты вращения
Современные станции управления (СУ) с частотным регулированием позволяют изменять частоту вращения вала насоса. Для газовых скважин это мощный инструмент. Снижение частоты вращения уменьшает центробежные силы, что снижает напор, но улучшает сепарацию газа в приемной камере. Оптимальная частота обычно лежит в диапазоне 35-45 Гц для большинства конструкций. При частоте выше 50 Гц резко возрастает вибрация из-за неравномерной нагрузки лопаток газом. Настройка частоты выполняется строго по показаниям погружной термометрии и датчиков давления.
Мониторинг и защита в процессе эксплуатации
Обязательным требованием является установка телеметрии (датчиков на приеме насоса). Контролируются такие параметры:
- Температура обмоток ПЭД. При высокой газонасыщенности охлаждение ухудшается, температура быстро растет.
- Давление на приеме (Рпр). Резкое падение Рпр при постоянном токе свидетельствует о гидродинамическом газовом прорыве.
- Ток двигателя. Нестабильный ток с амплитудой более 10-15% указывает на двухфазный поток.
- Вибрация. Для средств контроля вибрации устанавливаются пороги отключения. Уровень виброскорости более 10 мм/с считается критическим.
Автоматика должна отключать насос при превышении пороговой температуры или снижении Рпр ниже критического значения (обычно 2-3 МПа для данного типа насоса). После остановки необходима выдержка времени для расслаивания газа и жидкости в затрубе.
Пример расчета для скважины с газовым фактором 150 м³/т
Рассмотрим условную скважину глубиной 2500 метров с пластовым давлением 28 МПа и давлением насыщения 18 МПа. Газовый фактор 150 м³/т. Дебит жидкости 80 м³/сут. Содержание воды 20%. Динамический уровень ожидается на глубине 1800 метров. Температура на забое 55 °C.
1. Определяем давление на приеме насоса при спуске на 1900 метров (на 100 метров ниже динамического уровня). Гидростатическое давление столба жидкости от забоя до приема: (2500-1900) * 0,85 * 9,81 = 0,5 МПа. Итого забойное давление (Рзаб) при работающем насосе ориентировочно 10-12 МПа. Давление на приеме: Рпр = 10 — 0,5 = 9,5 МПа.
2. Давление ниже давления насыщения (9,5 МПа < 18 МПа), значит газ выделяется. Необходимо рассчитать объем газа в пластовых условиях на приеме. Используем коэффициент сжимаемости Z=0,87 (для метанового газа при 55 °C и 9,5 МПа). Падение давления от среднего пластового до приема составляет 28-9,5=18,5 МПа.
3. Объем растворенного газа по закону Генри уменьшается прямо пропорционально давлению. Количество свободного газа составит: (18-9,5)/18 = 0,47 от всего газа. Объем газа в пластовых условиях Qг = 0,47 * 150 * 80 * 0,001 = 5,64 м³/сут в пересчете на плотность газа 0,8 кг/м³.
4. Объемный расход жидкости на приеме: Qж = 80 м³/сут + (20% воды) = 80 + 0,2*80=96 м³/сут (с учетом коэффициента разгазирования нефти). Но вода занимает 20% и не выделяет газ.
5. Объемная доля газа на приеме: 5,64 / (96 + 5,64) = 5,5%. Это умеренный показатель, насос стандартной конструкции может работать при 25-30%. Но при снижении динамического уровня до 2000 метров давление упадет, и доля газа может возрасти. Поэтому следует установить газостабильные ступени.
6. Выбираем насос ЭЦНМ5-80-1450 (многофазный, 5-й габарит, подача 80 м³/сут, напор 1450 метров). Устанавливаем в нижнюю часть газосепаратор ГС-50. Мощность двигателя 32 кВт.
7. Настройка защиты: отключение по вибрации более 8 мм/с, по температуре обмоток 120 °C, по падению Рпр ниже 5,0 МПа. Частоту задаем 45 Гц для старта, после стабилизации оптимизируем по минимальной потребляемой мощности.
Типичные ошибки и как их избежать
Наиболее распространенная ошибка — установка стандартного насоса с подкачкой газа через клапаны. Это приводит к необходимости частой замены оборудования. Вторая ошибка — игнорирование расчета смеси по плотности. Приводит к установке двигателя мощностью 60 кВт, когда достаточно 30 кВт, что увеличивает тепловыделение и переоборудование. Третья — отказ от телеметрии для экономии бюджета. Без датчиков давления невозможно оперативно выявить газовый прорыв, что заканчивается аварией.
Важно помнить: при газовом факторе выше 200 м³/т и обводненности менее 30% стандартные методы сепарации часто неэффективны. В таких случаях переходят на винтовые насосы (ЭВН) или струйные аппараты. Для роторных канальных насосов верхний предел по газу составляет 300 м³/т при условии применения всех средств газосепарации и диспергирования.
Заключение
Подбор УЭЦН для скважины с высоким газовым фактором — это комплексная инженерная задача. Она включает в себя корректный гидродинамический расчет фазового состояния, выбор специальной конструкции насоса, подбор двигателя с учетом характеристик газожидкостной смеси, а также наладку системы защиты и управления. Только комплексный подход, с использованием телеметрии и регулируемого привода, позволяет добиться стабильной наработки на отказ.
Не существует универсального решения. Каждая скважина требует индивидуального анализа PVT-свойств флюида и динамики газовыделения в интервале спуска. Однако допустимо утверждать, что при объемном газосодержании на приеме менее 0,15-0,20 эффективность центробежного насоса может быть сохранена на уровне 80-85% от номинала. Превышение этого порога требует либо применения специальных газостабильных ступеней, либо перехода на альтернативные виды механизированной добычи.
Сводная таблица данных
Ниже представлена сводная таблица, обобщающая ключевые параметры, конструктивные решения и режимы защиты для подбора УЭЦН в условиях высокого газового фактора. Все числовые значения и технические характеристики строго соответствуют данным из приведенной статьи.
| Параметр / Характеристика | Категория / Условия | Значение / Описание |
|---|---|---|
| Объемная доля свободного газа на приеме (срыв подачи) | Критический порог для стандартных ступеней | Более 15-25% |
| Кажущийся газовый фактор (требование газосепарации) | Пороговое значение | Более 80-100 м³/м³ |
| Газостабильные ступени (содержание газа) | Рабочий диапазон | Способны сохранять напор при содержании газа до 40-50% |
| Многофазные насосы (содержание газа) | Рабочий диапазон | До 70-80% (с пониженным КПД до 25-30%) |
| Газовый фактор (применение газостабильных ступеней) | Для серийных скважин | До 40 м³/т |
| Газовый фактор (установка газосепараторов) | Выше порога | Выше 80 м³/т |
| Газосепаратор шнековый (эффективность сепарации) | Тип оборудования | 50-65% |
| Газосепаратор центробежный (эффективность сепарации) | Тип оборудования | До 85-90% |
| Газовый фактор (рекомендация установки двух газосепараторов) | Очень высокий | Более 200 м³/т |
| Плотность газожидкостной смеси на приеме | Диапазон для условий высокого газового фактора | 100-200 кг/м³ |
| Плотность чистой воды (для сравнения) | Эталон | 1000 кг/м³ |
| Вязкость нефти (пренебрежение эффектом) | Маловязкие нефти | До 10 сП |
| Вязкость нефти (требуется введение поправочных коэффициентов) | Высоковязкие нефти | Более 50 сП |
| Глубина спуска насоса ниже динамического уровня (рекомендация) | Оптимальный вариант | 200-300 метров |
| Оптимальная частота вращения (диапазон) | Для большинства конструкций | 35-45 Гц |
| Критический уровень виброскорости | Порог отключения | Более 10 мм/с |
| Критическое давление на приеме (Рпр) для отключения | Типовое значение | 2-3 МПа |
| Температура обмоток ПЭД (порог отключения в примере) | Защита | 120 °C |
| Падение Рпр (порог отключения в примере) | Защита | Ниже 5,0 МПа |
| Вибрация (порог отключения в примере) | Защита | Более 8 мм/с |
| Верхний предел по газу для роторных канальных насосов | При всех средствах газосепарации | 300 м³/т |
| Объемное газосодержание на приеме (сохранение эффективности 80-85%) | Рекомендуемый порог | Менее 0,15-0,20 (15-20%) |
Частые вопросы по теме (FAQ)
Какой объем свободного газа на приеме насоса считается критическим для стандартного УЭЦН?
Согласно данным из статьи, при объемной доле свободного газа на приеме более 15-25% (в зависимости от конструкции ступени) наступает срыв подачи — резкое падение напора до нуля. При этом двигатель может работать без нагрузки, что чревато перегревом. Для сохранения эффективности насоса на уровне 80-85% от номинала объемное газосодержание не должно превышать 0,15-0,20.
Какое конструктивное решение рекомендуется при газовом факторе выше 80 м³/т?
При газовом факторе выше 80 м³/т требуется обязательное применение специальных газосепараторов. В статье указано, что для таких условий устанавливаются центробежные газосепараторы (ГС), эффективность сепарации которых достигает 85-90%. Для скважин с очень высоким газовым фактором (более 200 м³/т) рекомендуется устанавливать два газосепаратора последовательно или комбинировать их с диспергатором.
Как правильно рассчитать плотность газожидкостной смеси для подбора мощности двигателя?
Плотность смеси рассчитывается как среднеобъемная величина с учетом объемной доли газа на приеме. Как указано в статье, для скважин с высоким газовым фактором плотность смеси может снижаться до 100-200 кг/м³, тогда как плотность чистой воды составляет 1000 кг/м³. Если этого не учесть, мощность двигателя окажется завышенной, что приведет к работе насоса без нагрузки и отключению по току. Ошибка в расчете плотности — одна из типичных ошибок, приводящая к установке двигателя мощностью 60 кВт вместо необходимых 30 кВт.
Какие пороговые значения для аварийной защиты ПЭД устанавливаются при работе с высоким газовым фактором?
В статье приведены следующие критические пороги для системы защиты:
- Вибрация: отключение при виброскорости более 10 мм/с (в примере расчета указан порог 8 мм/с).
- Температура обмоток: отключение при превышении 120 °C.
- Давление на приеме (Рпр): отключение при падении ниже 5,0 МПа (для конкретного расчетного примера).
- Нестабильность тока: амплитуда колебаний более 10-15% указывает на двухфазный поток.
Какая оптимальная частота вращения вала насоса рекомендуется для условий с газом и почему?
Оптимальная частота вращения для большинства конструкций лежит в диапазоне 35-45 Гц. Снижение частоты улучшает сепарацию газа в приемной камере. При частоте выше 50 Гц резко возрастает вибрация из-за неравномерной нагрузки лопаток газом. В примере расчета для скважины с газовым фактором 150 м³/т рекомендована частота 45 Гц для старта с последующей оптимизацией по минимальной потребляемой мощности.
