Меню

Подбор оборудования для эксплуатации уэцн



Подбор УЭЦН

ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН

4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин,
оборудованных установками электрических погружных
центробежных насосов (УЭЦН)

Установки электрических погружных центробежных насосов от носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва ющей промышлен­ности России определяющую роль по объему до бываемой нефти. Они предна­значены для эксплуатации добываю щих скважин разной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эф­фективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на за­бой и ликвидации колонны штанг, что су щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м 3 /сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Подбор типоразмера и комплектации УЭЦН для конкретной скважины, расчет ожидаемого технологического режима работы скважины и пара­метров погружного оборудования производятся как программным комплек­сом, интегрированным в корпоративную базу данных НПК «АЛЬФА», так и по методике, выбранной главным технологом (начальником ПТО) НГДУ и адаптированной к условиям данного месторождения (пласта).

Расчет оптимального режима работы скважины производится геологи­ческой службой НГДУ. По заданным геологом параметрам технологическая служба производит подбор типоразмера УЭЦН и параметров погружного оборудования в ПК «Автотехнолог», адаптированного к условиям место­рождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за расчет ожидаемого дебита при ожидаемом дина­мическом уровне, достоверность информации и полноту занесения в базу данных НПК «Альфа» результатов исследования скважин несет ведущий геолог ЦДНГ. Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несет технолог ЦДНГ.

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

– использование фактического коэффициента продуктивности, опти­мального отбора жидкости из скважины при соблюдении условия непревы­шения максимально допустимой депрессии на пласт и проектом разработки месторождения;

– удельный вес откачки жидкости глушения при выводе на режим для обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамиче­ском уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте и нефтесборном коллекторе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима (0,8÷1,2 Q ном);

Техника и технология добычи нефти ^t

— возможность изменения производительности УЭЦН с использованием
станции управления с частотным преобразователем (СУсЧП).

Для скважин с содержанием воды в добываемой продукции более 90% погружение под динамический уровень УЭЦН должно быть не более 400 метров.

Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в во­доплавающих и газонефтяных залежах определяются отделом разработки НГДУ (геологом ЦДНГ) на основании опыта эксплуатации скважин с иден­тичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.

В месте подвески погружного агрегата кривизна ствола скважины не должна превышать:

— для УЭЦН-5 габарита по формуле: a = 2arcsin ^P s :,,

где: а- кривизна ствола скважины в месте подвески УЭЦН, градус/10 м;

S — зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и макси­мальным диаметральным габаритом установки, м;

L — длина установки от нижнего торца компенсатора до верхнего торца насоса, м;

— для УЭЦН-5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -12 минут на 10 метров;

— для УЭЦН-5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -6 минут на 10 метров;

— при отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины ее величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, пре­вышающей 2 0 /10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана не­обходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 60 градусов.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не долж­но превышать 20 МПа (200 кгс/см 2 ).

Конструкция колонны НКТ должна обеспечивать прочность подвески при заданной глубине спуска и конструкции скважины.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содер­жанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% — без газового сепаратора, 25-55% -с газовым сепаратором, до 68% — с газосепаратором-диспергатором, до 75% — с отечественной или импортной мультифазной системой.

Технические требования к перекачиваемой среде — пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа):

— максимальная плотность водонефтяной смеси — 1 400 кг/м 3 ;

— газовый фактор (Гф) — до 110 м 3 /м 3 ;

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

– водородный показатель попутной воды (pH) – 6,0–8,5;

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– содержание механических примесей с микротвердостью частиц не более 7 баллов по шкале Мооса:

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

– содержание агрессивных компонентов, мг/дм 3 : H 2S до 3,0; СО 2 – до 100; HCO– до 2 500;

В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготов­ленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».

Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать паспортных данных ПЭД и кабельных удлинителей, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз». При рас­четных ожидаемых величинах условий эксплуатации на приеме насоса по температуре более +120 °С технологом ЦДНГ в заявке на оборудо­вание ЦБПО ЭПУ указывается необходимая комплектация оборудования по теплостойкости.

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

1. Плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса»:

Источник

Методика подбора УЭЦН для скважин

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, понимается определение типоразмера или типоразмеров уста­новок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт — скважина — насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат

— минимизацию себестоимости единицы продукции — тонны нефти.

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное ме­сто занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в за­висимости от окружающих условий.

Читайте также:  Магазин инструментов и оборудования набережные челны

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упро­щениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт — скважина — насосная уста­новка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие по­ложения:

1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводнен­ности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допуще­ниях выглядит следующим образом:

1. По геофизическим, гидродинамическим и термоди­намическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины — давление, температура, обводненность и газосо­держание пластового флюида.

2. По законам раэтазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимае­мости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины — прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п. 3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (на­пример — глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных исходных данных — например — при уменьшении планируе­мого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на воз­можный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому де­биту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется по­требный напор насоса.

4. По планируемому дебиту и потребному напору выбира­ются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосодержание.

5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору. По пересчитанным характери­стикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудова­ние (трансформатор и станция управления).

6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродви­гателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета темпера­тур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предель­но допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристи­ками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам по­дачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для рас­чета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жид­кость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зави­симостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безоста­новочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необхо­димости проверяется на возможность работы на пластовой жид­кости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионно стойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Подбор УЭЦН может проводиться как «ручным» способом, так и с применением ЭВМ. На многих нефтяных предприятиях установлены компьютерные программы подбора скважинных насосных установок, использование которых позволяет точно подбирать оптимальные варианты скважинного оборудования по промысловым данным. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном под­боре.

Монтаж и эксплуатация УЭЦН

Перед монтажом установки электроцентробежного насо­са скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого скважину промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, после чего проводится контрольная отбивка забоя и отбор пробы на содержание механических примесей (содер­жание КВЧ в растворе не должно превышать 100 мг/л). Затем скважину шаблонируют (проверяют проходимость ствола). Шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском УЭЦН производится:

— в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

— при переводе скважины на эксплуатацию с помощью УЭЦН (с другого способа эксплуатации);

— при смене УЭЦН на типоразмер большего диаметра;

— при увеличении глубины спуска УЭЦН;

— в случаях обнаруженного механического повреждения кабеля и затяжках при спускоподъемных операциях.

Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размеще­ния УЭЦН не менее чем на 50 метров.

Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров. Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки и находится в пределах на 2-4 мм больше максимального диаметра погружного агрегата. В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.

На расстоянии 25 м от скважин (в зоне видимости скважин) подготавливается площадка для размещения наземного элек­трооборудования УЭЦН с контуром заземления, связанным с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0,4) и кондуктором скважины стальной лентой.

На расстоянии от 5 до 25 м от устья скважины устанавли­вается клеммная коробка, отвечающая по конструкции требо­ваниям техники безопасности.

Устьевая арматура скважины, подготовленной к запуску УЭЦН, оборудуется манометрами, обратным клапаном на линии, соединяющей затрубное пространство с выкидом, шту­церной камерой (при технологической целесообразности) и патрубком для исследования.

Автонаматыватель устанавливается на расстоянии 15-20 м от устья скважины так, чтобы ось кабельного барабана была перпенди­кулярна плоскости вращения кабельного ролика, радиус которого должен быть не меньше 380 мм.

Читайте также:  Уличное игровое оборудование лазы

Производится центровка талевой системы подъемника от­носительно устья скважина. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 8-10 метров таким образом, чтобы ось вращения кабельного ролика и ось барабана были перпендикулярны плоскости вращения ролика.

Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. В процессе монтажа мастер (бурильщик, стар­ший оператор) бригады ремонта скважин контролирует:

— сверяет соответствие типоразмера привезенной установки заказанной, а также номеров узлов записанным в эксплуатаци­онном паспорте;

— контролирует опрессовку токоввода ПЭД на величину 5 кгс/см 2 в течение 10 минут, при которой не допускаются падение давления, течь масла и запотевание;

— проверяет установку шлицевых муфт и легкость враще­ния валов;

— проверяет сопротивление изоляции установки в сборе, которое должно составить не менее 100 МОм, наличие марки­ровки и фазировки концов кабеля;

— проверяет длину кабеля по записям в протоколе на кабель и на бирке (клейме) кабеля с отметкой об этом в эксплуатаци­онном паспорте УЭЦН;

— при монтаже УЭЦН с ПЭД мощностью 90 кВт и выше требует выполнения фазировки на устье;

— контролирует использование при монтаже нового крепежа (болтов, гаек, винтов, пружинных шайб) взамен транспортиро­вочного и производства их затяжки моментными ключами с ве­личиной усилия, равной 5 кгс для гаек М12 и 3,5 кгс — М10;

— подтверждает качество выполненного монтажа и готов­ность оборудования УЭЦН к спуску, о чем расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Спуск установки ЭЦН в скважину производится со скоро­стью не выше 0,25 м/сек (при средней длине трубы 8 м время ее спуска составит 32 сек).

В процессе спуска установки периодически производится проверка центровки подъемника относительно устья скважины, при необходимости выполняется его центровка.

При спуске установки необходимо обязательное соблюде­ние следующих требований:

— зачистка металлической щеткой и смазка резьб НКТ;

— шаблонирование каждой трубы (при использовании ре­монтных и повторно используемых труб);

— замер длины каждой трубы с записью меры НКТ;

— очистка наружной поверхности НКТ от песка и парафи­на.

При спуске УЭЦН в скважину проворачивание установки и подвески НКТ недопустимо. С этой целью при использовании ключей без задерживающих устройств первые 20-30 труб над УЭЦН свинчиваются вручную с применением задерживающего ключа.

В процессе спуска недопустимы рывки или натяжка и изги­бы кабеля радиусом менее 380 мм, кабель от автонаматывателя до устья должен находиться в постоянно провисшем состоянии под собственным весом, но при этом не волочиться по земле, а находиться в стойках.

» Кабель к НКТ крепится стальными поясами (клямсами) на расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ, не до­пуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Стальные пояса устанавливаются также выше и ниже сростков кабеля на расстоянии 150-200 мм от них. Если сростка оказалась на муфте НКТ, то труба заменяется на другую необходимой длины. Стальные пояса затягиваются до момента начальной деформации брони кабеля. Пряжки стального пояса следует располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем. — Обратный и сбивной клапаны поставляются на скважину в комплекте с УЭЦН. Седло обратного клапана должно иметь резиновый уплотнитель. Обратный клапан должен обеспечи­вать герметичность по жидкости.

Между обратным и сливным клапанами свинчиваются 1-2 шт. НКТ во избежание перекрытия сбивного клапана осаждаю­щимся песком или другими механическими частицами,

.Через каждые 300 метров спуска УЭЦН проверяется сопро­тивление изоляции УЭЦН мегаомметром с записью результатов замера в эксплуатационном паспорте установки.

При снижении сопротивления изоляции до величины менее 5 МОм или обнаружения повреждений на кабельной линии, а также при появлении осложнений спуск прекращается.

После окончания спуска УЭЦН замеряется сопротивление изоляции установки до и после герметизации сальникового ввода кабеля, величина которого должна быть не менее 5 МОм. Свободный конец брони кабеля закрепляется под гайкой устье­вой арматуры. Кабель прокладывается от устья до станции управления или клеммной коробки (при ее наличии).

В процессе эксплуатации погружных электронасосов про­водятся замеры следующих параметров работы установки с записью в эксплуатационном паспорте:

— буферного, затрубного и линейного давлений;

• — через 1 сутки — после вывода на режим (контрольный замер);

• — еженедельно — до 60 суток работы;

• — ежемесячно — после 60 суток работы;

• — через 1 сутки после вывода установки на стабильный режим;

• — ежеквартально — в процессе эксплуатации. Отбор проб на содержание КВЧ в продукции осуществля­ется:

— при выводе на режим (жидкость глушения);

— через двое суток после вывода на режим;

— один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуата­ции.

Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

В соответствии с графиком проводятся операции по пред­упреждению отложений парафина, солей в подъемных лифтах скважин с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Источник

Экспресс-методика подбора ЭЦН к нефтедобывающей скважине

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (QH) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q Ж (м 3 /сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

где Н скв потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке забой скважины прием насоса, по колонне НКТ на участке выкид насоса устье скважины, по выкидному трубопроводу на участке устье скважины групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин, м; Н нас напор, развиваемый погружным насосом, м; Q Ж дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м 3 /сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n 0 = 100, t = 200 С, p в = 1000 кг/м 3 ) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H Н = h bQ 2 или H Н = h + aQ bQ 2 ,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Н верт дин динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h TP потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м 3 ; h СЕП потери напора в сепарационной емкости, м; Н напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р У давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p в = 1000 кг/м 3 и вязкостью 1 мПас).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Читайте также:  Оборудование для вентиляции новость

Здесь n количество ступеней насоса; средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м 3 ; гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с 2 /м 5 ; глубина пласта по вертикали, м; пластовое давление, Па; K ПР коэффициент продуктивности скважины, м 3 /сПа; давление на устье скважины, Па; PСЕП давление в сепараторе, Па; плотность флюида на устье скважины, кг/м 3 ; g=9,81 ускорение свободного падения, м/с 2 .
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).
Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. 245 с.

Источник

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине

Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти.

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт — скважина — насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат — минимизацию себестоимости единицы продукции — тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь — скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК “ЮКОС” и работу, выполненную В.С.Линевым, фирмой TRW Reda и методики, разработанные в ОКБ БН и РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине.

Общая методика подбора УЭЦН при существующих допущениях выглядит следующим образом:

1.По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины — давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.

2.По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке

“забой скважины — прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое — давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (например — глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных — например — при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3.По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно- компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.

4.По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости — вязкость, плотность, газосодержание.

5.По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).

6.По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок ( с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7.После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8.После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Источник