Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ промыслового опыта эксплуатации обводненных скважин установками электродиафрагменных насосов (на примере АНК «Башнефть» 6
1.1- Принципиальные основы работы УЭДН и их технические характеристики 6
1.2. Исследование видов и причин отказов диафрагменных насосов 14
1.2.1. Методика обработки промысловых данных 14
1.2.2. Распределение отказов по видам и их основные причины 16
Выводы 28
2. Исследование влияния условий эксплуатации УЭДН на развиваемые параметры и показатели ее работы 29
2.1. Технико-экономический анализ добычи нефти в АНК «Башнефть» при различных способах эксплуатации скважин 29
2.2. Исследование коэффициента подачи диафрагменных насосов по промысловым данным 32
2.3. Сравнительная оценка энергетических показателей УЭДН и УСШН в добывающих скважинах 35
Выводы 40
3. Промысловые исследования эмульгирования нефти и ее вязкости в скважинах с УЭДН 41
3.1. Обзор выполненных исследований по влиянию способа эксплуатации скважины на степень эмульгирования нефти и характеристики работы оборудования 41
3.2. Влияние обводненности нефти на характеристику работы насосного оборудования скважин 59
3.3. Исследование вязкости обводненной нефти в скважинах с УЭДН 69
Выводы 73
4. Разработка способа предупреждения эмульгирования нефти в скважинах с УЭДН 74
4.1. Дифференциальный клапан для поочередной откачки воды и нефти диафрагменным насосом 74
4.2. Результаты промышленных испытаний способа предупреждения эмульгирования нефти 80
4.3. Кинематика водонефтяного потока и длина пути перемешивания жидкостей при последовательном их поступлении в НКТ... 82
Выводы 88
Основные выводы и рекомендации 90
Список использованных источников
- Исследование видов и причин отказов диафрагменных насосов
- Исследование коэффициента подачи диафрагменных насосов по промысловым данным
- Влияние обводненности нефти на характеристику работы насосного оборудования скважин
- Результаты промышленных испытаний способа предупреждения эмульгирования нефти
Исследование видов и причин отказов диафрагменных насосов
На основе собранных данных с использованием программного обеспечения Microsoft Excel составлено распределение отказов установок ЭДН по причинам, приведенное в таблице 1.3. Кроме того, здесь же показан среднегодовой действующий фонд скважин, оборудованных УЭДН5, приведены результаты расчетов наработок на отказ, удельной аварийности (число ремонтов на 1 скважину в год) по всем приведенным подгруппам. Результаты получены по всему рассмотренному фонду, по всем трем НГДУ в отдельности и по годам. Период с 1996 г. по 1997 г. был выбран в силу наибольшего объема внедрения УЭДН на объектах ОАО АНК «Башнефть».
Из приведенных данных (см. таблицу 1.3.) видно следующее: - средняя наработка на отказ по всему фонду скважин равна 240 суткам; - из 262 отказавших установок лишь 72 (27 %) отработали гарантийный срок(1 год); - наибольшее число отказов установок, не отработавших гарантийный срок, произошло из-за засорения в результате некачественной подготовки скважины (33 отказа), слома клапанов (35 отказов), проведения ГТМ (35 отказов), что, видимо, связано с отсутствием или неполнотой информации по скважине при подборе УЭДН5;
В таблице 1.4 показана блок-схема отказов УЭДН по укрупненным группам и распределение отказов по причинам отказов в абсолютных и относительных величинах. Из приведенных данных видно, что по укрупненным группам 2, 3, 5 и 6 наблюдается наибольшее количество отказов, соответственно 53, 52, 32 и 46 отказа, что составляет 20 %, 20 %, 12 % и 18 % от общего количества отказов. Показано также распределение этих отказов по отношению к количеству установок, не отработавших гарантийный срок. Из приведенных данных видно, что около 96 % отказов произошло из-за некачественной подготовки скважины (28 %), 27 % - из-за конструкторской недоработки установок, 17 % - из-за организационных и технологических нарушений и 24 % - по причине «Не расследовано, не установлено, ГТМ».
В таблице 1.4 показаны также графики распределения частоты отказов (удельной аварийности) скважин, оборудованных УЭДН5, по всем НГДУ по годам, а также графики распределения частоты отказов за 2 года по группам причин. Из графиков видно, что наибольшая частота отказов скважин УЭДН5 в НГДУ «Арланнефть» объясняется большим количеством отказов по 5 и 6 группам,
В таблице 1.5 приведено графическое представление распределения отказов установок УЭДН, отработавших менее 1 года.
В таблицах 1.4. и 1.5. представлены диаграммы распределения отказов УЭДИ5 из-за конструкторской недоработки установок и некачественной подготовки скважин.
Таким образом, по технологическим и организационным причинам происходило около 70 % отказов и 27 % - из-за конструкторских недоработок. Для повышения эффективности эксплуатации скважин установками ЭДН5 необходимо было заводу-изготовителю улучшить качество электронасосов, а потребителю - повысить технологическую дисциплину, а так же усовершенствовать технологию промывки скважин. ьлок-схема отказов установок ЭДН по причинам 01 рабо тала Отказы связаннас некачественнойподготовкой скважины Отказы, связанные с конструкторской недоработкой установок
Так, например, в течение 60 суток отказали 53 % установок в скважинах НГДУ «Арланнефть», 43 % установок в скважинах НГДУ «Краснохолмск-нефть» и 39 % в скважинах НГДУ «Чекмагушнефть». Из-за засорения интенсивно отказывают установки в скважинах НГДУ «Краенохолмскнефть». Здесь в течение 60 суток отказали 45 % установок, в то время как в НГДУ «Арланнефть» эта величина не превышает 27 %. Это свидетельствует о необходимости улучшения технологии очистки и предупреждения образования отложений. Кроме того, продукция скважин месторождений нефти этих управлений отмечается повышенной вязкостью. Высокая частота переключений всасывания и нагнетания при диаметре проходных сечений клапанных узлов 10 мм может явиться причиной резкого увеличения гидравлических сопротивлений и поломок клапанов. Таблица 1.10 - Гистограммы не расследованных отказов УЭДН5, ГТМ
Наработка, сутки Значительная доля установок отказала в течение первых трех суток работы (таблица 1.11). Одной из причин этого можно считать то, что после ремонта на заводе установки ЭДН5 испытываются не в соответствии с требованиями технологического регламента. Это подтверждается тем, что из 63 отказов с наработкой до 3 суток 37 (59 %) относятся к 5-й укрупненной группе.
В таблице 1.12 приведены результаты расчетов средней наработки на отказ УЭДН5 по группам причин за каждый год по каждому НГДУ. Анализ динамики приведенных данных показал, что в большинстве случаев средняя наработка на отказ установок ЭДН5, отработавших менее года, в каждом НГДУ несколько снизилась. Таблица 12- Средняя наработка на отказ УЭДН5 по группам причин за 3 года
Исследование коэффициента подачи диафрагменных насосов по промысловым данным
Удельные затраты на добычу одной тонны жидкости наименьшие в установках ЭЦН. Электровинтовые насосы имеют примерно в 1,5 раза меньшие удельные затраты в сравнении с установками СШН. Удельные затраты на добычу 1 тонны нефти в скважинах с УЭВН являются намного ниже (24,4 млн руб.), чем в скважинах с УСШН и УЭДН. Но, поскольку обводненность продукции скважины является фактором независимым, окончательным результатом следует принимать удельные затраты на 1 тонну жидкости.
Из таблицы 2.1 видно, что наименьшая мощность электродвигателя (4 кВт) приходится на привод УЭДН, в то время как по остальным - в 5 и более раз выше. В кратное число раз ниже и абсолютные затраты на электроэнергию. Средний дебит скважин по нефти в УЭДН практически соответствует скважинам с УСШН (2 т/сут). Диафрагменные насосы имеют наименьшие затраты на оборудование одной скважины, а также наименьшие удельные затраты на добычу одного кубометра жидкости. Исключение составляет УЭЦН из-за высокой производительности насосов.
Таким образом, можно сделать вывод о том, что по своим добываемым возможностям установки диафрагменных насосов не уступают сква-жинным штанговым насосам, а по эксплуатационным затратам и капвложениям в значительной степени выгоднее их. Отсюда вытекает чрезвычайно важный вывод о необходимости совершенствования УЭДН в целях их внедрения на промыслах в массовых масштабах в современных экономических условиях.
Коэффициент подачи УЭДН5 определяется отношением фактической подачи к паспортной, определенной по характеристике насоса. Для решения этой задачи собран статистический материал по фонду скважин, оборудованных УЭДН5, в НГДУ «Арланнефть» (нефтепромысел № 5) и «Чекмагуш-нефть» (нефтепромысел № 1). Источник информации - журналы учета замеров дебитов и динамических уровней («шахматки») в скважинах УЭДН5 за 1994-1997 годы.
Анализу была подвергнута информация, удовлетворяющая следующим условиям: - динамический уровень больше 200 м; - дебит жидкости более 2 м3/сут.; - обводненность нефти менее 96 %; - коэффициент подачи менее 1,0. Вся информация была разбита на группы по обводненности нефти: (0-30)%; (31-80)%; (81-100)%. По каждому типоразмеру УЭДН5 информация обрабатывалась следующим образом: определяли коэффициент подачи (КП), погружение насоса (h), рассчитывали давление, развиваемое насосом (Рн) по формулам:
Расчеты по (2.1...2.4.) проведены по результатам более 300 измерений параметров скважин. Затем были построены графические зависимости коэффициента подачи от глубины погружения насосов под динамический уровень и высоты подъема жидкости, некоторые из которых даны на рисунках 2.1 и 2.2.
Из рисунка 2.1 видно, что с увеличением давления, развиваемого насосом, коэффициент его подачи снижается. В принципе это является естественным для любого вида насоса, увеличение противодавления которому в любом случае приводит к уменьшению подачи из-за роста утечек (объемные насосы) или ухудшения энергообмена между рабочим органом и жидкостью (центробежные насосы).
В диапазоне обводненности 31 ...80 % снижение коэффициента подачи с ростом развиваемого насосом давления более существенно (прямая 2). Это говорит о том, что из-за более высокой вязкости эмульгированной нефти часть полезной мощности тратится на преодоление гидравлических сопротивлений в клапанных узлах. Таким образом, при одном и том же коэффициенте подачи давление, развиваемое насосом при откачке вязкой нефти, существенно ниже давления при откачке маловязкой нефти.
На рисунке 2.2 показана зависимость коэффициента подачи от погружения насоса под динамический уровень жидкости в скважине. Кривые 1 и 2, полученные для интервалов обводненности 0...30 % и 31 ...80 %, показывают постепенное выхолаживание по мере увеличения глубины погружения под уровень жидкости. Кривая 2, соответствующая большей вязкости нефти, расположилась ниже кривой 1, полученной для меньшей вязкости.
В скважинах Арланского нефтяного месторождения применяются установки типа УЭДН5. Установки УЭДН5 перед установками СШН имеют следующие технико-экономические преимущества [14]: - высокий КПД электронасоса - от 0,34 до 40 % в зависимости от типоразмера; - повышенный межремонтный период в сложных условиях эксплуатации: при высокой обводненности и агрессивности продукции скважин, при кустовом расположении скважин, особенно с искривленными стволами, в труднодоступных местах или районах с суровым климатом; - простота и надежность монтажа электронасоса на устье скважины, поскольку он поступает туда в виде моноблока (насос и электродвигатель в одном корпусе), и который полностью собирается, заполняется маслом и ис-пытывается в заводских условиях; - сокращение в 2...3 раза общей металлоемкости и установочной мощности при обустройстве скважин; - отсутствие громоздкого наземного оборудования на поверхности и фундаментов для его размещения; - возможность применения НКТ малого диаметра (48 или 60 мм) и ка-беля с малым сечением (6, 10 или 16 мм ); - увеличение срока службы НКТ; - сокращение эксплуатационных расходов, возможность полной автоматизации диспетчеризации при обслуживании; - незначительный износ основных узлов и деталей, герметично изолированных от перекачиваемой среды и работающих в среде чистого масла.
В условиях Арланского месторождения УЭДН5 могут заменить УСШН, состоящие из станка-качалки типа СК6-2,1-2500, насосных труб НКТ-73 и насосных штанг ШН-19.
Мощность электродвигателя СК-6-2,1-2500 составляет 18,5 кВт, а УЭДН5 - около 3 кВт. На энергетические показатели установок ЭДН5 и СПІН, в частности, на величину удельного расхода электроэнергии и КПД, влияет большое количество факторов, и поэтому точно определить их значения расчетными методами не представляется возможным [3].
С целью получения сравнительных оценок энергетических показа-телей УЭДН5 и УСШН на скважинах Арланского месторождения проведены экспериментальные исследования по специальной программе, в соответствии с которой предварительно были выполнены следующие работы [12]: - выбраны скважины, работающие в оптимальном режиме и эксплуатирующие один пласт; - подготовлено устье скважин и передвижная установка к измерению дебита объемным методом при сохранении рабочего давления; - установлены трехфазные электросчетчики на скважинах.
В процессе исследований измеряли дебит жидкости, количество потребляемой электроэнергии, силу и напряжение тока электродвигателя, давление на устье скважины, определяли динамический уровень с помощью эхолота. Измерения проводили в течение 2...4 часов, показания приборов снимали через 15 или 30 минут.
Влияние обводненности нефти на характеристику работы насосного оборудования скважин
Сопоставление этих данных на участках от устья скважин до АГЗУ показывает несущественное изменение свойств эмульсий. Однако, на участках от АГЗУ до установок предварительного сброса воды (УПС) создаются условия для коалесценции крупной фракции водных капель в потоке жидкости и увеличения степени разрушения эмульсий. Многоступенчатый центробежный насос откачки ДНС вновь эмульгирует водонефтяную смесь и в значительной мере увеличивает дисперсность внутренней фазы. Сотрудниками «Башнипи-нефть» также исследовались вязкость и дисперсность на входе и выкиде насосов Раевской УПС и Аксеновской ДНС. При прохождении жидкости через насос содержание мелкодисперсной фракции эмульсий в интервале до 10 мкм увеличивалось соответственно с 25 % до 44 % и с 36 % до 44 %. Вязкость жидкости на ДНС возросла с 188,3 до 435 мм /с. Таким образом, основным источником эмульгирования обводненной нефти являются насосные установки скважин и дожимных станций систем сбора нефти, газа и воды.
В установках электр о винтовых насосов с приводом от вращающейся колонны штанг эмульгирование нефти происходит в червячной паре за счет попадания водонефтяной смеси в контактные зоны.
Согласно данным [7] наиболее вероятный диаметр капель водной фазы эмульсии на устье составляет 8 мкм. Диапазон изменения среднего диаметра капель в скважинах с УЭВН по НГДУ «Краснохолмскнефть» составляет 4...15 мкм.
Исследование и анализ свойств эмульгированных нефтей на скважинах с УЭДН производились в НГДУ Арланнефть. Отобранные на устье скважины пробы нефти подвергались анализу на дисперсный состав и степень разрушения эмульсии за 30 мин. Средний диаметр капель каждой пробы определялся визуально с помощью микроскопа. Для этого небольшая часть отобранной пробы консервировалась в силиконовом масле во избежание седиментации и коалесценции капель в период между отбором и анализом.
В таблицу 3.5 помещены данные по фонду скважин НГДУ «Арланнефть». Видно, что интервал изменения среднего диаметра капель водной фазы составляет 5...15 мкм, т.е. соответствует примерно диапазону изменения этого параметра в скважинах с УСШН.
Эмульгирование обводненной нефти в добывающих скважинах и рост вязкости жидкости является причиной ухудшения рабочих характеристик оборудования независимо от способа механизированной добычи. Прежде всего, это находит отражение в росте давления, нагрузок и снижения производительности установок. Остановимся более подробно на каждом из способов добычи нефти.
Качественное и количественное изменение нагрузок на оборудование скважин с УШСН при обводнении продукции исследовались на Арланском месторождении [2, 11]. Выбор насосов и установление технологического режима работы установок на этом месторождении производились с помощью таблиц, составленных на базе зависимостей Грабовича В.Я., полученных для восточных районов страны [15, 36]. Эти зависимости не учитывают сил гидродинамического трения штанг в вязкой среде. Для малообводненного периода эксплуатации месторождения таблицы позволяли довольно правильно осуществлять расчет и выбор оборудования. Однако, по мере обводнения нефти и ее эмульгирования расчетные значения нагрузок на оборудование начали существенно отличаться от фактических. Эксплуатация УСШН в скважинах с высоковязкой нефтью изменяет соотношение статических и динамических нагрузок, действующих на колонну штанг. Статические нагрузки с ростом вязкости рабочей среды по величине остаются неизменными. Динамические же нагрузки претерпевают значительные качественные и количественные изменения. Нагрузки, имеющие инерционную природу при добыче маловязкой нефти, с ростом вязкости трансформируются в нагрузки от сил гидродинамического трения колонны штанг в жидкости. Экстремальные значения нагрузки при этом имеют место уже в средней части хода штанг в силу прямой зависимости сил трения от скорости. Абсолютные значения сил трения могут в кратное число превышать динамические нагрузки при одинаковых технологических режимах откачки. Снижение минимальной и рост максимальной нагрузок в условиях проявления сил трения приводит к росту приведенных и, в особенности, амплитудных значений напряжений в штангах [2, 9].
Следует остановиться еще на одной чрезвычайно важной стороне проблемы добычи нефти, касающейся суточной производительности насосов. В [II] отмечается, что при добыче жидкости повышенной вязкости снижаются коэффициент наполнения насоса и суточная производительность установок. В НГДУ «Бавлынефть», в котором добывается нефть повышенной вязкости (20...25 мПа-с), коэффициент подачи насосов снижается в сравнении с фондом скважин АО. «Татнефть» с 0,79 до 0,67 (средние дебиты) и с 0,125 до 0,12 (малые дебиты). Производительность установок снижается с 2,8 до 2,3 м/сут (малодебитный фонд). По среднедебитному фонду изменения не 61 значительные. Значительное повышение вязкости нефти при ее обводнении и связанный с этим рост амплитуды нагрузок является причиной снижения коэффициента подачи насосных установок из-за увеличения упругих растяжений и сжатий колонны штанг. Установление степени влияния фактора обводненности нефти, а так же ряда других технологических параметров на коэффициент подачи насоса произведено расчетом их информативности по Куль-баку [29, 58]. Были использованы данные по фактическим значениям и параметрам работы насосов диаметром 43 и 55 мм по скважинам НГДУ «Южар-ланнефть». Часть материала была забракована в связи с явно заниженной подачей насосов из-за неисправности оборудования. Около 80 % исследованного фонда составили скважины с коэффициентом подачи 0,5...0,75 (Д = 43 мм) и 0,53....0,78 (Д = 55 мм), которые и были включены в обработку. Насосы других диаметров из-за ограниченного фонда в обработку не вошли. Средние значения коэффициента подачи для насосов 43 и 55 мм составили соответственно 0,63 и 0,68. В интервале В = 45...75 %для обоих случаев наблюдается снижение коэффициента на 10...15 % по сравнению с работой насоса на безводной нефти, а при В более 75 % - его увеличение. Наибольшей информативностью (1,89), а, следовательно, и степенью влияния на подачу насосов для исследованных условий обладает обводненность нефти. Далее по степени значимости следуют глубина подвески насоса (0,84), длина хода (0,63) и число качаний (0,15). В число влияющих факторов входит и диаметр насоса. Ввиду того, что величина нагрузок на колонну штанг при добыче вязкой нефти при прочих равных условиях зависит от скорости откачки, дополнительно определена информативность произведения числа качаний на длину хода. Она оказалась больше (0,76) информативности составляющих параметров. Большая информативность скорости подтверждает влияние вязкости на коэффициент подачи насоса через гидродинамическое трение штанг. Можно заключить, таким образом, что эмульсация нефти в интервале обводненности 45...75 % существенно снижает подачу УСШН из-за роста вязкости продукции в стволе скважины.
Результаты промышленных испытаний способа предупреждения эмульгирования нефти
Устройство верхнего и нижнего клапанов показано на рисунке 4.3 (А - верхний клапан, Б - нижний). Верхний клапан 1 представляет собой горизонтальный цилиндр 3 с поршнем 2, который может перекрывать отверстия 4 или 5, перемещаясь под действием перепада давления в крайние левое или правое положения. При этом в отверстие 6 могут поступать либо нефть из отверстия 5, либо вода из отверстия 4. В канал 5 нефть поступает через стандартный клапан 7 штангового насоса, внутри которого помещен полиэтиленовый шарик 8. Канал 4 сообщает насос с полостью хвостовика для забора воды из нижней части.
Верхний клапан сочленен с насосом с помощью перфорированного короткого патрубка (на рисунке 4.3 не показан). В нижнюю часть клапана ввинчивается хвостовик, который заканчивается устройством Б. В этом устройстве расположены также клапанная клетка 9 с полиэтиленовым шариком 10. Принцип работы заключается в следующем.
На рисунке 4.3 показан случай, когда происходит откачка нефтяной фазы через каналы 5 и 6. Поршень 2 находится в крайнем правом положении, при котором канал 4 для воды перекрыт. Поплавок 8 при этом в нефтяной фазе находится в затопленном (нижнем) положении. Когда уровень раздела «нефть-вода» подойдет к клапану А поплавок 8 всплывает в воде и перекроет канал 5. Перепад давления между приемом насоса и межтрубным пространством заставит поршень 2 переместиться в крайнее левое положение и открыть доступ воде через канал 4. Начнется цикл откачки водной фазы. Всплывающая нефть в межтрубном пространстве будет его пополнять и снижать уровень водонефтераздела. При подходе этого уровня к клапану Б поплавок 10 утонет в нефти и перекроет канал 4. Образовавшийся перепад давления заставит поршень 2 переместиться в крайнее правое положение. Начнется фазы откачки нефти и т.д. A
Промысловые испытания дифференциального клапана проведены в скв.200 НГДУ «Арланнефть» с 20.09.2000 г. по 20.11.2000 г. Продуктивный пласт представлен карбонатами Каширского горизонта, глубина залегания -800м. Скважина эксплуатировалась установкой погружного диафрагменного электронасоса типа УЭДН5-6.3-1500. Дебит жидкости 3,5 куб.м. в сутки, обводненность нефти 64 %, плотность воды 1140 кг/м3, плотность нефти -890 кг/м . Метод исследования - определение и сравнение условной вязкости серии устьевых проб жидкости до и после оснащения скважинного насоса дифференциальным клапаном. Вязкость определялась по времени истечения жидкости через калиброванную трубку полевого вискозиметра типа СВП-5. Результаты представлены в таблице 4.1 [44].
Из таблицы 4.1. видно, что после оснащения скважинного насоса дифференциальным клапаном условная вязкость устьевых проб жидкости уменьшилась приблизительно в 1,5 раза. Полученные данные позволяют сделать вывод об эффективности дифференциального клапана. Кроме того, проводились глубинные исследования. Глубинным электронным манометром типа АЦМ-2 регистрировалось давление жидкости в насосных трубах на выкиде насоса до и после запуска УЭДН 5; Время регистрации - более суток. На рисунке 4,4. представлена диаграмма глубинного манометра. Из диаграммы видно, что после запуска скважины через определенное время начал срабатывать дифференциальный клапан. Об этом свидетельствуют периодические импульсы давления на выкиде насоса, обусловленные изменением плотности откачиваемой жидкости. Диаграмма глубинного манотермометра с записью давления (Р) и температуры (Т) на выкиде ЭДН5 в скв. 200 Опытно-промышленные испытания описанного способа были проведены на скважинах №№ 456, 1101, 1495 и 2178 НГДУ «Туймазанефть».
Эффективность работы устройств оценивалась по степени разрушения эмульсии, отобранных на устье скважин до и после их внедрения. Степень разрушения рассчитывалась как отношение объема расслоившейся водной фазы к общему объему воды в пробе жидкости за 30 минут отстоя. До внедрения степень разрушения эмульсий по скважинам составила соответственно 12, 32, 6 и 70 %. После внедрения устройств этот показатель составил соответственно 42, 38, 55 и 75 %
Таким образом, промысловые испытания показали работоспособность и эффективность разработанного дифференциального клапана. Применение этого клапана позволит улучшить технико-экономические показатели эксплуатации скважин установками ЭДН 5.
После поступления жидкостей в НКТ граница раздела «вода-нефть» (водная пробка расположена над нефтяной) начинает «размываться» в силу разности их плотностей. Нефтяная фаза начинает формироваться в капли и всплывать в водной пробке, создавая так называемый поток дрейфа. Опережение течения нефтяной фазы в водном столбе постепенно приведет к ее достижению следующей границы раздела «нефть-вода». При этом произойдет полное смешение жидкостей, и дальнейшее течение равномерно перемешанной среды. При небольшой обводненности нефти в НКТ должна произойти инверсия фаз и переход эмульсии в обратный тип (вода в нефти) в зоне смешения.
При небольших глубинах подвески насоса и длинных пробках полное смешение жидкостей в НКТ может не произойти. Такие случаи будут паи 83
лучшими с точки зрения достижения минимальной вязкости смесей и их устойчивости к расслоению. Для оценки времени, необходимого для полного перемешивания смесей в НКТ необходимо располагать сведениями об относительной скорости нефтяной фазы. Зная эту скорость можно подобрать такую длину хвостовика, при котором смешение жидкостей в НКТ произойти не успеет благодаря значительным длинам нефтяной и водной пробок в НКТ.
