Напор центробежного насоса в м. столба жидкости определяется из уравнения

Где - статический уровень (задается);– напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

давление в сепараторе, выраженное высотой столба жидкости.

Депрессия или приn=1 ,

где Q –дебит скважины в ,

К – коэффициент продуктивности скважины в ,

n – показатель степени в уравнении притока.

Потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:

где –λ коэффициент гидравлического сопротивления.

L=- глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 250-350м)

е-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d-внутренний диаметр насосных труб, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

V=Q/F – средняя скорость жидкости в трубах, м/с

F-площадь внутреннего канала труб.

Определение глубины погружения насоса.

1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.

Расход газосодержание. , откуда, еслиβ=0,25.

2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме

3. Плотность водогазонефтяной смеси

n-обводненность; -плотность нефти.

4. Глубина погружения под динамический уровень

h=(м) ,где) в МПа

5. Глубина погружения насоса L=

По уточненной методике Снарева А.И.

давление на приеме можно определить по формуле

Где Г – газовый фактор

Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа

Коэффициент сепарации газа

0,1033 МПа, - температура на устье

Z-коэффициент сжимаемости газа

Объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.

β-объемное газосодержание на приеме насоса.

Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .

где ν=0,02-0,03 ,- средняя скорость,d – внутренний диаметр труб

λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим

λ=, еслиRe<2800, переходный режим

λ=, еслиRe>2800, турбулентный режим.

Относительная гладкость труб ;

где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.

Высота подъема жидкости газом

(1-n); Где d – в дюймах

(1-n); Где d – в см.

Выбор электродвигателя

По заданным подаче и напору насоса определяют потребляемую им номинальную мощность.

N=,

гдеQ- подача насоса, м 3 /сут;

H- напор насоса,м;

ρ- плотность перекачиваемой жидкости кг/м 3 ;

η н - к.п.д. насоса.

Полученную ориентировочным расчетом мощность N следует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме. По величине N и внутреннему диаметру эксплуатационной колонны по таблицам выбирают электродвигатель.

Определение габаритного диаметра агрегата.

наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне заданных размеров. При этом имеют в виду, что погружной агрегат и первые от агрегата трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимую величину зазора между агрегатом и колонной. От величины зазора зависят габаритные размеры насоса и двигателя, увеличение которых дает возможность создать наиболее мощные погружные агрегаты. В то же время для сохранности кабеля, и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм принимают 5-10мм. Габаритный диаметр агрегата с учетом плоского кабеля равен:

где - наружный диаметр электродвигателя, мм.

Наружный диаметр насоса, мм

- толщина плоского кабеля

S-толщина хомута, крепящего кабель

Увеличении габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (0,005-0,015), причем больший размер относится к большим установкам.

Габаритный размер агрегата при учете труб и круглого кабеля равен:

Где dм – диаметр муфты НКТ

dк- диаметр круглого кабеля, мм.

Если размер Амакс окажется больше Dмакс, то выше агрегата следует установить 100-150м насосных труб меньшего диаметра, при котором Амакс будет меньше Dмакс или установить на всей длине плоский кабель.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным сква­жинам, осуществляемом с по­мощью «ручного» счета (калькуля­тор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени рас­че­та использо­вать некоторые дополнительные допущения и упрощения в ме­то­ди­ке подбора .

Основными среди этих допущений являются:

1. Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жид­кой фазе при дав­лениях, меньших давления насыщения.

2. Равномерное распределение нефтяной и водяной состав­ляющих в стол­бе откачиваемой жидкости на участке «забой сква­жины - прием на­соса» при любых величинах дебитов скважины.

3. Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движе­нии жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.

4. Тождество величин давлений насыщения в статических и дина­ми­чес­ких режимах.

5. Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, соп­ровождающийся снижением давления и выделением свободного га­за, является изотермическим.

6. Температура погружного электродвигателя считается не пре­вышаю­щей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаж­дающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в тех­нических условиях на ПЭД или в Руковод­стве по эксплуатации уста­­новок ЭЦН.

7. Потери напора (давления) при движении жидкости от за­боя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пре­неб­режимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие ис­ходные дан­ные:

1. Плотности, кг/м 3:

Сепарированной нефти;

Газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м 2 /с (или Па·с):

3. Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки.

4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5. Газовый фактор, м 3 /м 3 .

6. Объемный коэффициент нефти, ед.

7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.

8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

9. Пластовая температура и температурный градиент, °С, °С/м.

10. Коэффициент продуктивности, м 3 /МПа·сутки.

11. Буферное давление, МПа.

12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и тол­щи­на стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и пог­ружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последователь­ности;

1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважи­ны - прием на­со­са» с учетом упрощений:

где ρ н -плотность сепарированной нефти, кг/м 3 ;

ρ в - плотность пластовой воды,

ρ г - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;

b - обводненность пластовой жидкости,

2. Определяется забойное давление, при котором обеспечи­вается заданный дебит скважины:

,

где Р пл - пластовое давление;

Q - заданный дебит скважины;

К прод - коэффициентпродуктивности скважины.

3. Определяется глубина расположения динамического уров­ня при задан­ном дебите жидкости:

.

4. Определяется давление на приеме насоса, при котором га­зосодержание на входе в насос не превышает предельно-допу­стимое для данного региона и данного типа насоса (например - Г = 0,15):

,

(при показателе степени в зависимости разгазирования плас­товой жидкости m = 1,0).

где: Р нас - давление насыщения.

5. Определяется глубина подвески насоса:

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Т пл - пластовая температура; G т - температурный градиент.

7. Определяется объемный коэффициент жидкости при дав­лении на входе в насос:

,

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насы­щения; b - объем­ная обводненность продукции; Р пр - давление на входе в насос; Р нас - дав­ле­ние насыщения.

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

.

9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

,

где G - газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

.

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

.

12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсад­ной колонны на входе в насос:

где f скв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

,

где С п - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности про­дукции скважины (С п = 0,02 см/с при b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Определяется работа газа на участке «забои - прием насоса»:

.

15. Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса - устье сква­жи­ны»:

,

где ;

.

Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья сква­жины и являют­­ся «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16. Определяется потребное давление насоса:

где L дин - глубина расположения динамического уровня; Р буф - буферное дав­ле­ние; P г1 - давление работы газа на участке «забой - прием насоса»; P г2 - дав­ление работы газа на участке «нагнетание насоса - устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давле­нию (напору на­со­са) и внутреннему диаметру обсадной колон­ны выбирается типоразмер пог­руж­ного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие ра­боту этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в ре­жиме подачи, равной «0» (напор, мощность).

18. Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на неф­те­водогазовой смеси относительно водяной харак­теристики:

где ν - эффективная вязкость смеси;

Q oB - оптимальная подача насоса на воде.

19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вяз­кос­­ти:

.

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

,

где f скв - площадь кольца, образованного внутренней стен­кой обсадной колон­ны и корпусом насоса.

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q оВ - подача в оптимальном режиме по «водяной» харак­теристики насоса.

22. Определяется относительная подача на входе в насос в соответст­вую­щей точке водяной характеристики насоса:

.

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.

24. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вяз­кости:

.

Для определения изменения напора и других показателей ра­боты цент­ро­беж­ных погружных насосов при вязкости жидко­сти, значительно отли­чаю­щей­ся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см 2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени на­соса для учета влияния вязкости можно воспользоваться но­мограммой П.Д. Ляп­кова (рис. 5.162) .

Номограмма построена для пересчета характеристики насо­са, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жид­кости. На номограмме пун­ктиром указаны кривые для пересчета харак­те­рис­тики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кри­вые получены В.П. Максимовым.

Ограничение применения номограммы по содержанию в жид­кости газа для раз­личных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при га­зо­со­держании 5 - 7 % и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу на­соса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой.

25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния га­за:

,

где .

26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном ре­жиме:

Рис. 5.162. Номограмма для определения коэффициентов пересчета характеристики ЭЦН с учетом вязкости жидкости

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

где h ст - напор одной ступени выбранного насоса.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и урав­ни­вает­ся со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если рас­чет­ное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической до­ку­ментации на выб­ранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать сле­дую­щий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повто­рим, расчет, на­чиная с п. 17

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в тех­ни­ческой характеристике, но их разность составляет не более 5 %, выбранный ти­­поразмер насоса оставляется для даль­нейшего расчета. Если стандартное чис­ло ступеней превышает расчетное на 10 %, то необходимо решение о разборке на­соса и изъятие лишних ступеней. Другим вариантом может быть реше­ние о при­менении дросселя в устьевом оборудовании.

Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей харак­те­рис­­тики.

28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

,

где η оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

30. Определяется мощность погружного двигателя:

.

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жид­кости.

В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при сме­не скважинного насоса глушение осуществля­ется заливкой тяжелой жид­кос­ти (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо отка­чать насосом эту «тя­желую жидкость» из скважины, чтобы установка на­ча­ла рабо­тать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сна­чала необ­хо­димо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос пе­ре­качивает тяжелую жидкость. В фор­мулу для определения мощности вво­дит­ся плотность, соответ­ствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для на­чаль­ного периода ее отбора).

При этой мощности проверяется возможный перегрев двига­теля. По уве­ли­че­нию мощности и перегреву определяется необ­ходимость комплектации уста­нов­ки более мощным двигателем.

По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вы­теснение тяжелой жид­кости из НКТ пластовой жидкостью, на­ходящейся в насосе. В этом случае дав­ление, создаваемое насо­сом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - столбом тяжелой жид­кос­ти.

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда от­качка тяжелой жид­кости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению сква­жины.

Проверка насоса и погружного двигателя на возможность от­качки тяжелой жид­кости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где ρ гл - плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

.

Величина Н гл сравнивается с напором Н паспортной водяной харак­те­рис­ти­­ки насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении сква­жины:

.

32. Установка проверяется на максимально допустимую тем­пературу на прие­ме насоса:

где [Т] - максимально допустимая температура откачивае­мой жидкости на прие­­­ме погружного насоса.

33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально до­пустимой ско­рос­ти охлаждающей жидкости в кольцевом сече­нии, образованном внутренней по­верх­ностью обсадной колон­ны в месте установки погружного агрегата и вне­шней поверхно­стью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость по­то­ка откачиваемой жидкости:

где F = 0,785 (D 2 – d 2) - площадь кольцевого сечения;

D - внутренний диаметр обсадной колонны;

d - внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывает­ся больше ми­ни­мально допустимой скорости откачиваемой жид­кости [W ], тепловой режим пог­ружного двигателя считается нор­мальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое ко­ли­­чество жидкости глушения при выбранной глуби­не подвески, она (глубина под­­вески) увеличивается на ΔL = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, на­­чи­ная с п. 5. Величина ΔL зависит от наличия времени и возможностей вы­чис­ли­тель­ной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклиног­рам­ме проверяйся возможность установки насоса на выбранной глу­би­не (по темпу на­бора кривизны на 10 м проход­ки и по максимальному углу отк­ло­не­ния оси сква­жины от вер­тикали). Одновременно с этим проверяется воз­мож­ность спус­ка выбранного насосного агрегата в данную скважину и наи­бо­лее опас­ные участ­ки скважины, прохождение которых требует осо­бой осто­рож­нос­ти и ма­лых скоростей спуска при ПРС.

Необходимые для выбора установок данные по комплекта­ции установок, ха­рак­теристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов уста­новок даны как в настоящей кни­ге, так и в специальной литературе .

Для косвенного определения надежности работы погружного элект­род­ви­га­теля рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя су­щест­­венно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8 -10 °С выше рекомендо­ванной заводом-изготовителем снижает срок службы изо­­ляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вы­чис­ляют потери мощности в двигателе при 130 °С:

, (5.1)

где b 2 , с 2 и d 2 - расчетные коэффициенты (см. ); N н и η д.н. - номинальные мощ­ности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя опре­де­ляют по формуле:

. (5.2)

где b 3 и с 3 - конструктивные коэффициенты .

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэф­фициентом K t .

где b 5 - коэффициент (см. прил. 3 ).

Тогда потери энергии в двигателе (ΣN ) и его температура (t дв) будут равны:

(5.6)

Температура обмоток статора большинства двигателей не дол­жна быть боль­ше 130 °С. При несоответствии мощности выб­ранного двигателя той, ко­то­рая рекомендуется комплектовоч­ной ведомостью, выбирается двигатель дру­го­го типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор дви­га­те­ля большего габарита по диаметру, но при этом необходимы про­верка по­пе­реч­ного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсад­ной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жид­кости и скорость ее потока. Двигатели рассчи­таны на работу в среде с тем­пе­ратурой до 90 °С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает по­вы­шение темпера­туры до 140 °С, дальнейшее же ее повышение снизит срок служ­­бы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в осо­бых слу­чаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для умень­шения перегрева обмо­точных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя ми­ни­маль­ная скорость потока исходя из усло­вий его охлаждения. Эту скорость необхо­ди­мо проверить.

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.

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.

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации:

 коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

 данные инклинометрии;

 газовый фактор;

 давления –

o пластовом,

o давлении насыщения;

 обводненности добываемой продукции;

 концентрации выносимых частиц.

Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти

При использовании в расчетах «Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах» РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 3 минут на 10 метров, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

Результаты подбора:

 расчетный суточный дебит,

 напор насоса,

 внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,

 глубина спуска,

 расчетный динамический уровень,

 максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН;

особые условия эксплуатации :

 высокая температура жидкости в зоне подвески,

 расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,

 наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр .

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».

Определение проверочного калибра и его длины производится на основании таблиц №1 и №2.

Таблица №1

ПОГРУЖНЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ

	Тип двигателя	Длина с гидрозащитой, мм	Вес (с гидрозащитой), кг	Нар. диам. с учетом каб., мм
	ПЭДС-125-117

Длина от фланца до фланца:

o модуль насоса 3 - 3365 мм;

o модуль насоса 4 - 4365 мм;

o модуль насоса 5 - 5365 мм.

Все типы насосов могут быть выполненными:

 с бесфланцевым соединением секций (бугельное соединение);

 износо-коррозионностойкими (ЭЦНМК-ЭЦНД);

 с приемной сеткой и ловильной головкой на секции.

При подборе УЭЦН к скважине необходимо учитывать уменьшение мощности погружного электродвигателя от увеличения температуры окружающей пластовой жидкости, согласно действующих ТУ заводов – изготовителей.

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине «ЭПУ-Сервис» принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. Длина термостойкого удлинителя кабельной линии определяется специалистами по УЭЦН НГДУ и заносится в паспорт- формуляр. Информацию о типе комплектующего оборудования для скважин, на которых должны проводиться дополнительные работы по подготовке (шаблонирование), «ЭПУ-Сервис» предоставляет в ТТНД НГДУ до начала производства работ.

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований, независимо от того, вошли ли они в план работ:

В соответствии с утвержденным для данного НГДУ проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена площадка для размещения наземного электрооборудования (НЭО) УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0.4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика НГДУ должна передать «ЭПУ-Сервис» акт замера сопротивления контура заземления до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН проводить подобные измерения и передавать ЭПУ акты не реже 1 раза в год. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления ими станций управления (СУ) и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН. Площадка для размещения НЭО должна быть расположена в горизонтальной плоскости , защищена от затопления в паводковый период. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО агрегатом Fiskars или автокраном. Ответственный за исправное состояние площадок - начальник ЦДНГ.

В 10-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0.4 до СУ прокладываются НГДУ. Подключение кабелей в станции управления (СУ), ШВП и заземление наземного оборудования выполняет «ЭПУ-Сервис». Кабели должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0.5 м в грунт. Ответственный за нормальное состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычи ЦДНГ.

Запрещается эксплуатация УЭЦН с несоответствием требованиям ПУЭ и ТБ площадок для размещения НЭО, кабельных эстакад, ШВП и заземления. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха проката «ЭПУ-Сервис».

P.S.Дополнительно ответ на вопрос «Курс основы добычи» раздел УЭЦН.

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.

Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005 году

1) Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2) Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3) Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4) Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6–1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.

Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163, 785, 1059

Таблица 5.6. Перечень скважин с К подачи более 1,2

№№ скв.	Тип насоса	К подачи	Q жидкости	Р пласт,МПа	Н дин, м	Глубинаспуска насоса
702	ЭЦН 50–2100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650–2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ЭЦН-160– 2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850–2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ЭЦН-160–2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ЭЦН 25–2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ЭЦН 80–2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ЭЦН 50–2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ЭЦН 30–2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ЭЦН 125–2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ЭЦН 50–2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ЭЦН 160–2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ЭЦН 80–2100	1,4	72	16,1	1762	2080

В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП» этот показатель ниже и находится в пределах 330–350 сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.

На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.

На месторождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд – 332 скважины и, К отказ положительно уменьшился до 0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» К отказ. ЭЦН в это время составил 0,85 ед.

5.2 Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к – повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.

18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.

В 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования.

1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.

3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004 г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °С.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы

Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

Осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

Особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости cКВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО «Новомет» г Премь);

На периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

Для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО «ТТДН» г Тюмень);

Значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

В 2004 г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. – 5.1.8.

Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Более2400
Количество скважин, ед	15	55	65	120	40	25
Дебит по жидкости, м 3 /сут	190	120	100	95	75	67
Обводненность, %	96	86	66	54	47	35
Ср. отработанное время скважины в году, сут	342	329	350	346	338	337

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.