В процессе эксплуатации электроцентробежного насоса (ЭЦН) выше его приемных отверстий накапливается газонефтяная смесь. При повышении температуры давление снижается до давления насыщения, и насос оказывается окруженным газовыми пузырьками, которые находятся в динамическом равновесии со слоями восходящих и нисходящих потоков нефти. Коэффициент полезного действия (к.п.д.) центробежного насоса в основном зависит от содержания свободных газовых пузырьков в смеси. На модельных жидкостях показано, что при содержании воздуха в масле, равном 5 %, к.п.д. насоса может уменьшиться на 25 – 30 %. При более высоком содержании газа в смеси происходит срыв подач. Чрезмерное повышение температуры в насосе приводит к кипению пластовой воды внутри него. При низких давлениях на приеме насоса температура кипения воды может составлять 120 – 150 °С, с увеличением давления на приеме насоса возрастает и температура кипения воды. Изменения давления и соответствующей ему температуры кипения воды являются причиной начала процесса отложения солей – накипи во внутренней полости насоса.
При эксплуатации скважины ЭЦН давление на приеме насоса снижается, что приводит к увеличению содержания свободного газа в газожидкостной смеси. Увеличение газосодержания обусловливает снижение к.п.д. насоса, что в свою очередь вызывает рост его температуры. Если при этом температура кипения попутно добываемой воды равна или меньше температуры насоса, то в полости насоса начнется процесс ее кипения. Регулируя давление на приеме ЭЦН можно избежать кипения пластовой воды и, следовательно, отложения солей в полости насоса.
Список литературы
1. Гареев А.А. О значении теплового режима в установках электроцентробежных насосов. Сер. Оборудование и технологии для нефтепромыслового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 1. – С. 23–29.
2. Гареев А.А. О предельном газосодержании на приеме электроцентробежного насоса. Сер. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 2. – С. 21–25.
3. Гареев А.А. О температурном режиме электропогружного насоса. Сер. Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 6. – С. 35–41.
4. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: ОРБИТА-М, 2004. – 432 c.
5. Лабунцов Д.А. Физические основы энергетики. Избранные труды по теплообмену, гидродинамике, термодинамике. – М.: МЭИ, 2000.
6. Otte W., Mitt D. Verein der Gross Kesselpesitzer. – 1929. – V. 17. – P. 34–45.
7. Булатов М.А. Комплексная переработка многокомпонентных жидких систем. – М.: МИР, 2004. – 356 c.
8. Теория тепломассообмена / под ред. А.И. Леонтьева. – М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1997. – 683 с.
9. Цветков Ф.Ф., Григорьев Б.А. Тепломассообмен. – М.: Изд. дом МЭИ, 2006. – 550 с.
