Для повышения эффективности добычи нефти из скважин, осложненных высоким газосодержанием, установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) чаще всего укомплектовываются центробежными газосепараторами (ЦГС). Одним из важнейших критериев при подборе модели газосепаратора для заданных промысловых условий является его способность обеспечивать эффективную сепарацию газа из скважинной продукции. Предложена методика оценки диапазона подач УЭЦН в котором ЦГС способен эффективно отделять свободный газ от скважинной продукции, осложненной высоким газосодержанием и образованием водонефтяных эмульсий. Методика основана на расчете степени деградации расходно-напорной характеристики шнекового нагнетателя газосепаратора под влиянием осложняющих факторов, а также математическом моделировании гидравлических потерь при течении газожидкостной смеси в межлопаточных каналах шнека. Суть методики заключается в расчете диапазона подач жидкости через ЦГС, при которой прирост потенциальной энергии от гидродинамического воздействия лопаток шнека на газожидкостный поток, превышает потери потоком энергии на трение о стенки канала и ударное воздействие в области передних лопаточных кромок. Результаты расчетов, выполненных по разработанной методике для газосепаратора ГСАОН5А-500-5МЭ производства ООО «Римера Алнас», показали следующее. С увеличением объемного содержания газа в смеси от 0,1 до 0,5 диапазон подач, соответствующих эффективной работе газосепаратора, сокращается от 290 до 100 м3/сут. С повышением вязкости добываемой водонефтяной смеси от 0,001 до 0,5 Па с при объемном содержании газа в смеси 0,2 диапазон подач, соответствующих эффективной работе газосепаратора сокращается от 240 до 160 м3/сут.
Список литературы
1. Волков М.Г., Михайлов В.Г., Петров П.В. Исследование влияния структуры газожидкостной смеси на эффективность процесса сепарации газа в центробежном газосепараторе // Вестник УГАТУ. – 2012. – Т. 16. – № 5 (50). – С. 93–99.
2. Волков М.Г. Расчетная методика получения рабочих характеристик роторного центробежного газосепаратора // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 12. – С. 57–62.
3. Alhanati F.J. Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installations. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 1993.
4. Чебаевский В.Ф., Петров В.И. Кавитационные характеристики высокооборотных шнеко-центробежных насосов. – М.: Стройиздат, 1970. – 336 с.
5. San D. Modeling Gas-Liquid Head Performance of Electrical Submersible Pumps. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2003.
6. Beggs H.D, Brill, J.P. A Study of Two-Phase Flow in Inclined Pipes / Trans. AIME. – 1973. – № 256. – 607 р.
7. Frictional Pressure Drop in Two-Phase Flow: B. An Approach through Similarity Analysis / A.E. Dukler [et al.] // A.I.Ch.E. Journal. – 1964. – January. – № 10. – Р. 44–51.
8. Alkaya B. Oil-Water Flow Patterns and Pressure Gradients in Slightly Inclined Pipes. – Tulsa, Oklahoma: The University of Tulsa, 2000.
