В системах принудительного подъема скважинной продукции добывающих скважин с использованием установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) присутствие свободного газа, как правило, приводит к деградации расходно-напорных характеристик насоса. В зависимости от количества свободного газа в скважинной продукции, проходящего через насос, производительность УЭЦН может варьироваться от незначительного ухудшения до полной блокировки движения жидкой фазы из-за образования в межлопаточных каналах рабочих колес насосов газовых пробок. Отношение между объемным расходом газа, который минует УЭЦН, к общему объемному расходу свободного газа перед приемом насоса определяется как коэффициент естественной сепарации, его правильный прогноз важен при проектировании и оптимизации любого механизированного способа подъема скважинной продукции на поверхность. Проведена верификация методик П.Д. Ляпкова, Серрано и Маркеза (эмпирической и механистической) для расчета коэффициента естественной сепарации газа в затрубном пространстве скважины при заборе насосом газожидкостной смеси выше перфорированного участка эксплуатационной колонны. Механистическая методика Маркеза и эмпирическая методика Серрано показали точность расчетов, допустимую для решения инженерных задач. Результаты расчетов по методике П.Д. Ляпкова и эмпирической методике Маркеза существенно превышают экспериментальные данные. Разработана аналитическая методика расчета коэффициента естественной сепарации газа для случая забора насосом скважинной продукции от уровня ниже участка перфорации эксплуатационной колонны скважины. В методике использованы допущения (получившие при проведении численного эксперимента подтверждение), что в зоне перфорации скважины приведенные скорости жидкости и газа, а также градиент статического давления изменяются линейно вдоль продольной координаты. Сопоставление расчетных данных, полученных по механистической методике Маркеза и разработанной аналитической методике при сходных условиях эксплуатации, показало, что спуск насоса ниже интервала перфорации скважины обеспечивает прирост коэффициента естественной сепарации газа более чем в 2 раза.
Список литературы
1. Ralph S. Screening possible applications of Electrical Submersible Pumps Technology within changing Gas Oil Ratio regimes: Dissertation. – The University of Leoben, 2014.
2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров [и др.]. – М.: Недра, 1983. – 455 с.
3. Serrano J.C. Natural Separation Efficiency in Electric Submersible Pump Systems: Dissertation. – The University of Tulsa, 1999.
4. Marquez R. Modeling Downhole Natural Separation: PhD dissertation. – The University of Tulsa, 2004.
5. Alhanati F.J.S. Bottomhole Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation: Dissertation. – The University of Tulsa, 1993.
6. Sambangi S.R. Gas Separation Efficiency in Electrical Submersible Pump Installation with Rotary Gas Separator. Dissertation. – The University of Tulsa, 1994.
7. Lackner G. The Effect of Viscosity on Downhole Gas Separation in a Rotary Gas Separator: Dissertation. – The University of Tulsa, 1997.
8. Wilson B.L. ESP Gas Separator’s Affect on Run Life // SPE 28526. – 1994.
9. Пашали А.А., Михайлов В.Г., Петров П.В. Математическая модель для расчета коэффициента естественной сепарации газа при создании реверсивного течения жидкости в зоне перфорации скважины // Вестник УГАТУ. ‒ 2011. ‒ Т. 15. ‒ № 2(42). ‒ С. 74–81.
