Методика та порядок підбору електровідцентрового насоса свердловини. Основні положення методики підбору уенц до нафтової свердловини

Трансформатор за потужністю підходить.

Перевіряємо трансформатор струму, знаходимо струм у вторинній обмотці:

, (2.12) де

Для нормальної роботи потрібне виконання умови:

I дв< I ном (2.13)

25,5А<35,29А

Трансформатор струму підходить. Вибираємо трансформатор ТМПН 63/3 УХЛ1.

У наведеній нижче таблиці вказані паспортні дані обраного трансформатора.

Таблиця 2.3

2.3 Техніко-економічне обґрунтування обраного типу двигуна

1. Обчислимо наведені втрати першого двигуна:

Знаходимо втрати активної потужності I двигуна за формулою:

, (2.14)

Реактивне навантаження визначаємо за формулою:

Внаслідок того, що потрібна компенсація реактивної потужності, то економічний еквівалент реактивної потужності К ек, кВт/кВАр знаходимо за формулою:

, (2.16)

де – питомі наведені втрати;

Значення коефіцієнта відрахувань (для статичних

конденсаторів р = 0,225);

Капітальні вкладення на встановлення конденсаторів

(К ук = 616,9 руб/кВАр);

Вартість 1 кВт/рік електроенергії;

питомі втрати ();

,

(2.17) де - вартість 1 кВт/година електроенергії ( );

Т г - кількість годин роботи установки на рік (для тризмінної

роботи );

Наведені втрати активної потужності знаходимо за формулою:

, (2.18)

2. Обчислимо наведені втрати другого двигуна:

Знаходимо втрати активної потужності:

Визначаємо реактивне навантаження:

Знаходимо наведені втрати активної потужності:

3. Визначаємо річні витрати:

4. Визначаємо ступінь економічності:

; (2.20) де р і –

нормований коефіцієнт економічності;

Отже, двигун ПЭД32-117ЛВ5 більш економічний при даних параметрах свердловини та насоса, на його утримання потрібно менше грошових витрат, його енергетичні показники кращі. Отже, вибираємо двигун ПЕД32-117ЛВ5.

Проводимо перевірку за потужністю, що передається із землі:

; (2.21) де - поті

ри потужності у кабелі, кВт;

30,77 кВт 32 кВт

Отже, вибраний двигун підходить за втратою потужності, що передається із землі.

Складаємо таблицю техніко-економічного обґрунтування вибраного типу двигуна.

Таблиця 2.4

Під підбором насосних установок до нафтових свердловин, розуміється визначення типорозміру або типорозмірів установок, що забезпечують заданий видобуток пластової рідини зі свердловини за оптимальних або близьких до оптимальних робочих показників (подачі, натиску, потужності, напрацювання на відмову та ін.). У більш широкому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємопов'язаної системи «нафтовий пласт – свердловина – насосна установка» та вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але зрештою всі вони мають бути спрямовані на один кінцевий результат

Мінімізацію собівартості одиниці виробленої продукції - тонни нафти.

Методика підбору УЕЦН до свердловин ґрунтується на знаннях законів фільтрації пластового флюїду в пласті та привибійній зоні пласта, на законах руху водогазонефтяної суміші по обсадній колоні свердловини та по колоні НКТ, на залежностях гідродинаміки відцентрового занурювального насоса. Крім того, часто необхідно знати точні значення температури як рідини, що перекачується, так і елементів насосної установки, тому в методиці підбору важливе місце займають термодинамічні процеси взаємодії насоса, занурювального електродвигуна і токонесучого кабелю з багатокомпонентним пластовим флюїдом, що відкачується, термодинамічні характеристики якого змінюються в залежності. умов.

Необхідно відзначити, що при будь-якому способі підбору УЕЦН є необхідність у деяких припущеннях і спрощеннях, що дозволяють створювати більш менш адекватні моделі роботи системи «пласт - свердловина - насосна установка».

У загальному випадку до таких вимушених припущень, що не ведуть до значних відхилень розрахункових результатів від реальних промислових даних, належать такі положення:

1. Процес фільтрації пластової рідини у привибійній зоні пласта під час процесу підбору обладнання є стаціонарним, з постійними значеннями тиску, обводненості, газового фактора, коефіцієнта продуктивності тощо.

2. Інклінограма свердловини є постійним у часі параметром.

Загальна методика підбору УЕЦН при вибраних припущеннях виглядає так:

1. По геофізичних, гідродинамічних і термодинамічних даних пласта і привибійної зони, а також за планованим (оптимальним або граничним залежно від задачі підбору) дебіту свердловини визначаються забійні величини - тиск, температура, обводненість і газоміст пластового флюїду.

2. За законами раетазування (зміни поточного тиску та тиску насичення, температури, коефіцієнтів стисливості газу, нафти та води) потоку пластової рідини, а також за законами відносного руху окремих складових цього потоку колоною обсадних труб на ділянці «вибій свердловини - прийом насоса» визначається необхідна глибина спуску насоса, або, що те ж саме - тиск на прийомі насоса, що забезпечують нормальну роботу насосного агрегату. Як один з критеріїв визначення глибини підвіски насоса може бути обраний тиск, при якому вільний газоутримання на прийомі насоса не перевищує певну величину. Іншим критерієм може бути максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі насоса.

У разі реального та задовольняючого споживача результату розрахунку необхідної глибини спуску насоса здійснюється перехід до п. 3 цієї методики.

Якщо результат розрахунку виявляється нереальним (наприклад - глибина спуску насоса виявляється більше глибини самої свердловини), розрахунок повторюється з п. 1 при змінених вихідних даних - наприклад - при зменшенні запланованого дебіту, при збільшеному коефіцієнті продуктивності свердловини (після планованої обробки привибійної зони пласта) , під час використання спеціальних передвключених пристроїв (газосепараторів, деэмульгаторов) тощо.

Розрахункова глибина підвіски насоса перевіряється на можливий вигин насосної установки, на кут відхилення осі свердловини від вертикалі, темп набору кривизни, після чого вибирається уточнена глибина підвіски.

3. По вибраній глибині підвіски, типорозміру обсадних і насосно-компресорних труб, а також за планованим дебітом, обводненістю, газовим фактором, в'язкістю і щільністю пластової рідини та гирловим умовам визначається потрібний напір насоса.

4. За планованим дебітом і потрібним натиском вибираються насосні установки, чиї робочі характеристики лежать у безпосередній близькості від розрахункових величин дебіту і напору. Для обраних типорозмірів насосних установок проводиться перерахунок їх «водяних» робочих характеристик реальні дані пластової рідини - в'язкість, щільність, газосодержание.

5. За новою «нафтовою» характеристикою насоса вибирається кількість робочих щаблів, що задовольняють заданим параметрам - подачі та натиску. За перерахованими характеристиками визначається потужність насоса та вибирається приводний електродвигун, струмопровідний кабель та наземне обладнання (трансформатор та станція управління).

6. За температурою пластової рідини на прийомі насоса, за потужністю, ККД та тепловіддачі насоса та занурювального електродвигуна визначається температура основних елементів насосної установки - обмотки електродвигуна, олії в гідрозахисті, струмівводу, струмопровідного кабелю тощо. Після розрахунку температур у характерних точках уточнюється виконання кабелю по теплостійкості (будівельної довжини та подовжувача), а також виконання ПЕД, його обмотувального дроту, ізоляції та олії гідрозахисту.

Якщо розрахункова температура виявляється вищою, ніж гранично допустима для елементів насосних установок, що застосовуються в даному конкретному регіоні, або замовлення високотемпературних дорогих вузлів УЕЦН неможливе, розрахунок необхідно провести для інших насосних установок (із зміненими характеристиками насоса і двигуна, наприклад з більш високими ККД, з великим зовнішнім діаметром двигуна тощо).

7. Після остаточного підбору УЕЦН за величинами подачі, напору, температури та габаритних розмірів проводиться перевірка можливості використання обраної установки для освоєння нафтової свердловини після буріння або підземного ремонту. При цьому, як відкачувану рідину для розрахунку приймається важка рідина глушіння або інша рідина (піна), що використовується на даній свердловині. Розрахунок ведеться для змінених щільності і в'язкості, а також для інших залежностей тепловідведення від насоса та занурювального електродвигуна до рідини, що відкачується. У багатьох випадках при зазначеному розрахунку визначається максимально можливий час безупинної роботи занурювального агрегату при освоєнні свердловини до досягнення критичної температури на статорі обмотки занурювального двигуна.

8. Після закінчення підбору УЕЦН установка при необхідності перевіряється на можливість роботи на пластовій рідині, що містить механічні домішки або корозійно-активні елементи. При неможливості замовлення даної конкретної свердловини спеціального виконання зносо- або корозійно стійкого насоса визначаються необхідні геолого-технічні та інженерні заходи, що дозволяють знизити вплив небажаних факторів.

Підбір УЕЦН може проводитись як "ручним" способом, так і із застосуванням ЕОМ. На багатьох нафтових підприємствах встановлені комп'ютерні програми підбору насосних установок свердловин, використання яких дозволяє точно підбирати оптимальні варіанти свердловинного обладнання за промисловими даними. При цьому з'являється можливість не тільки прискорити підбір, а й підвищити його точність за рахунок відмови від багатьох спрощень, які потрібні при ручному доборі.

Підбір УЕЦН до свердловини здійснюється за допомогою розрахунків під час введення з буріння, переведення на хутро. видобуток, оптимізації та інтенсифікації за прийнятою в НГДУ методикою, що не суперечить ТУ з експлуатації УЕЦН.

Розрахунки базуються на інформації, що є в НГДУ:

 коефіцієнт продуктивності цієї свердловини (за результатами гідродинамічних досліджень свердловини);

 дані інклінометрії;

 газовий фактор;

 тиску –

o пластовому,

o тиск насичення;

 обводненості продукції, що видобувається;

 концентрації частинок, що виносяться.

Відповідальність за достовірність цієї інформації несе провідний геолог цеху видобутку нафти

При використанні в розрахунках «Технології перевірки експлуатаційної колони та застосування УЕЦН у похило-спрямованих свердловинах» РД 39-0147276-029, ВНДІ-1986р., для свердловин з темпом набору кривизни в зоні підвіски УЕЦН більше 3 хвилин на 1 про застосування даної методики у паспорті-формулярі.

У процесі добору необхідно керуватися прийнятою в НГДУ методикою. При цьому максимальний вміст вільного газу в насосі не повинен перевищувати 25 % для установок без газосепараторів. Якщо по свердловині очікується значний винос хутра. домішок або відкладення солей у насосі, спускати УЕЦН без шламоуловлювача забороняється.

Результати підбору:

 розрахунковий добовий дебіт,

 напір насоса,

 мінімальний внутрішній діаметр експлуатаційної колони,

 глибина спуску,

 розрахунковий динамічний рівень,

 максимальний темп набору кривизни в зоні спуску та на ділянці підвіски УЕЦН;

особливі умови експлуатації:

 висока температура рідини у зоні підвіски,

 розрахунковий процентний вміст вільного газу на прийомі насоса,

 наявність вуглекислого газу та сірководню у рідині, що відкачується. заносяться до паспорт-формуляру.

Небезпечні зони в колоні, де темпи набору кривизни перевищують допустимі норми (більше 1,5° на 10 метрів), заносяться до паспорт-формуляру при оформленні заявки для «ЕПУ-СЕРВІС».

Визначення перевірочного калібру та його довжини проводиться на підставі таблиць №1 та №2.

Таблиця №1

Занурювальні електродвигуни

Довжина від фланця до фланця:

o модуль насоса 3 – 3365 мм;

o модуль насоса 4 – 4365 мм;

o модуль насоса 5 – 5365 мм.

Усі типи насосів можуть бути виконані:

 з безфланцевою сполукою секцій (бугельна сполука);

 зносо-корозійностійкими (ЕЦНМК-ЕЦНД);

 з приймальною сіткою та ловильною головкою на секції.

При підборі УЕЦН до свердловини необхідно враховувати зменшення потужності занурювального електродвигуна від збільшення температури навколишньої пластової рідини згідно діючих ТУ заводів – виробників.

Після отримання результатів підбору УЕЦН до свердловини «ЕПУ-Сервіс» приймає заявку на монтаж даної УЕЦН та визначає тип двигуна, гідрозахисту, кабелю, газосепаратора та наземного обладнання, необхідних для комплектації відповідно до діючих ТУ та керівництва з експлуатації УЕЦН. Довжина термостійкого подовжувача кабельної лінії визначається фахівцями з УЕЦН НГДУ та заноситься до паспорт-формуляру. Інформацію про тип комплектуючого обладнання для свердловин, на яких мають проводитися додаткові роботи з підготовки (шаблонування), «ЕПУ-Сервіс» надає ТТНД НГДУ до початку виконання робіт.

Підготовка свердловини ведеться відповідно до “Плану робіт” виданого цехом видобутку з урахуванням таких вимог, незалежно від того, чи увійшли вони до плану робіт:

Відповідно до затвердженого для даного НДВУ проекту облаштування кущів свердловин, на відстані не менше 25 м від свердловини, має бути підготовлений майданчик для розміщення наземного електрообладнання (НЕО) УЕЦН з контуром заземлення, пов'язаним металевим провідником з контуром заземлення трансформаторної підстанції (ТП 6/0). ) та кондуктором свердловини. Служба головного енергетика НГВУ має передати «ЕПУ-Сервіс» акт виміру опору контуру заземлення до завезення занурювального обладнання на кущ, а в процесі експлуатації УЕЦН проводити подібні вимірювання та передавати ЕПУ акти не рідше 1 разу на рік. До контуру заземлення мають бути приварені відповідно до ПУЕ провідники для заземлення ними станцій керування (СУ) та трансформаторів (ТМПН) УЕЦН. Майданчик для розміщення НЕО має бути розташований у горизонтальній площині, захищена від затоплення у паводковий період Під'їзди до майданчика повинні дозволяти вільно монтувати та демонтувати НЕО агрегатом Fiskars або автокраном. Відповідальний за справний стан майданчиків – начальник ЦДНГ.

У 10-25 м від гирла свердловини має бути встановлена ​​клемна коробка (ШВП). Силові кабелі шафи зовнішніх підключень (ШВП) до станції керування (СУ) УЕЦН та від трансформаторної підстанції (ТП) 6/0.4 до СУ прокладаються НГДУ. Підключення кабелів у станції управління (СУ), ШВП та заземлення наземного обладнання виконує «ЕПУ-Сервіс». Кабелі повинні бути прокладені естакадою або заглиблені не менше ніж на 0.5 м в грунт. Відповідальний за нормальний стан кабельних естакад – майстер бригади видобутку ЦДНГ.

Забороняється експлуатація УЕЦН з невідповідністю вимогам ПУЕ та ТБ майданчиків для розміщення НЕО, кабельних естакад, ШВП та заземлення. Відповідальність за виконання цього пункту несе начальник цеху прокату ЕПУ-Сервіс.

P.S.Додатково відповідь на питання "Курс основи видобутку" розділ УЕЦН.

Методика підбору УЕЦН до свердловин ґрунтується на знаннях законів фільтрації пластового флюїду в пласті та привибійній зоні пласта, на законах руху водо-газо-нафтової суміші по обсадній колоні свердловини та по колоні НКТ, на залежностях гідродинаміки відцентрового занурювального насоса. Крім того, часто необхідно знати точні значення температури як рідини, що перекачується, так і елементів насосної установки, тому в методиці підбору важливе місце займають термодинамічні процеси взаємодії насоса, занурювального електродвигуна і токонесучого кабелю з багатокомпонентним пластовим флюїдом, що відкачується, термодинамічні характеристики якого змінюються в залежності. умов.

Необхідно зазначити, що за будь-якого способу підбору УЕЦН є необхідність у деяких припущеннях і спрощеннях, що дозволяють створювати більш менш адекватні моделі роботи системи “пласт-свердловина-насосна установка”.

У загальному випадку до таких вимушених припущень, що не ведуть до значних відхилень розрахункових результатів від реальних промислових даних, належать такі положення:

• 1. Процес фільтрації пластової рідини у привибійній зоні пласта під час процесу підбору обладнання є стаціонарним, з постійними значеннями тиску, обводненості, газового фактора, коефіцієнта продуктивності тощо.
• 2. Інклінограма свердловини є постійним у часі параметром.

Загальна методика підбору УЕЦН при вибраних припущеннях виглядає так:

• 1. По геофізичних, гідродинамічних і термодинамічних даних пласта і привибійної зони, а також за планованим (оптимальним або граничним залежно від задачі підбору) дебіту свердловини визначаються забійні величини - тиск, температура, обводненість і газоміст пластового флюїду.
• 2. За законами розгазування (зміни поточного тиску та тиску насичення, температури, коефіцієнтів стисливості газу, нафти та води) потоку пластової рідини, а також за законами відносного руху окремих складових цього потоку колоною обсадних труб на ділянці “вибій свердловини - прийом насоса” визначається необхідна глибина спуску насоса, або, що практично те саме - тиск на прийомі насоса, що забезпечує нормальну роботу насосного агрегату. Як один з критеріїв визначення глибини підвіски насоса може бути обраний тиск, при якому вільний газоутримання на прийомі насоса не перевищує певну величину. Іншим критерієм може бути максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі насоса.

У разі реального та задовольняючого споживача результату розрахунку необхідної глибини спуску насоса здійснюється перехід до п.3 цієї методики.

Якщо результат розрахунку виявляється нереальним (наприклад - глибина спуску насоса виявляється більше глибини самої свердловини), розрахунок повторюється з п.1 при змінених вихідних даних - наприклад - при зменшенні запланованого дебіту, при збільшеному коефіцієнті продуктивності свердловини (після планованої обробки привибійної зони пласта) , під час використання спеціальних передвключених пристроїв (газосепараторів, деэмульгаторов) тощо.

Розрахункова глибина підвіски насоса перевіряється на можливий вигин насосної установки, на кут відхилення осі свердловини від вертикалі, темп набору кривизни, після чого вибирається уточнена глибина підвіски.

• 3. По вибраній глибині підвіски, типорозміру обсадних і насосно-компресорних труб, а також за планованим дебітом, обводненістю, газовим фактором, в'язкістю та щільністю пластової рідини та гирловими умовами визначається потрібний напір насоса.
• 4. За планованим дебітом і потрібним натиском вибираються насосні установки, чиї робочі характеристики лежать у безпосередній близькості від розрахункових величин дебіту і напору. Для вибраних типорозмірів насосних установок проводиться перерахунок їх “водяних” робочих характеристик реальні дані пластової рідини - в'язкість, щільність, газосодержание.
• 5. За новою "нафтовою" характеристикою насоса вибирається кількість робочих ступенів, що задовольняють заданим параметрам - подачі та натиску. За перерахованими характеристиками визначається потужність насоса та вибирається приводний електродвигун, токонесучий кабель та наземне обладнання (трансформатор та станція управління).
• 6. За температурою пластової рідини на прийомі насоса, за потужністю, ККД та тепловіддачі насоса та занурювального електродвигуна визначається температура основних елементів насосної установки - обмотки електродвигуна, олії в гідрозахисті, струмівводу, струмопровідного кабелю тощо. Після розрахунку температур у характерних точках уточнюється виконання кабелю по теплостійкості (будівельної довжини та подовжувача), а також виконання ПЕД, його обмотувального дроту, ізоляції та олії гідрозахисту.

Якщо розрахункова температура виявляється вищою, ніж гранично допустима для елементів насосних установок, що застосовуються в даному конкретному регіоні, або замовлення високотемпературних дорогих вузлів УЕЦН неможливе, розрахунок необхідно провести для інших насосних установок (із зміненими характеристиками насоса і двигуна, наприклад з більш високими ККД, з великим зовнішнім діаметром двигуна тощо).

• 7. Після остаточного підбору УЕЦН за величинами подачі, напору, температури та габаритних розмірів проводиться перевірка можливості використання обраної установки для освоєння нафтової свердловини після буріння або підземного ремонту. При цьому, як відкачувану рідину для розрахунку приймається важка рідина глушіння або інша рідина (піна), що використовується на даній свердловині. Розрахунок ведеться для змінених щільності і в'язкості, а також для інших залежностей тепловідведення від насоса та занурювального електродвигуна до рідини, що відкачується. У багатьох випадках при зазначеному розрахунку визначається максимально можливий час безупинної роботи занурювального агрегату при освоєнні свердловини до досягнення критичної температури на статорі обмотки занурювального двигуна.
• 8. Після закінчення підбору УЕЦН установка при необхідності перевіряється на можливість роботи на пластовій рідині, що містить механічні домішки або корозійно-активні елементи. При неможливості замовлення даної конкретної свердловини спеціального виконання зносо- або корозионостойкого насоса визначаються необхідні геолого-технічні та інженерні заходи, дозволяють знизити вплив небажаних чинників.
• 2. Алгоритм "ручного" підбору УЕЦН до свердловини.

При підборі установок ЕЦН до нафтових свердловин, що здійснюється за допомогою "ручного" рахунку (калькулятор, програми в оболонці EXСEL, ACCESS), необхідно для скорочення часу введення даних та часу розрахунку використовувати деякі додаткові припущення та спрощення у методиці підбору.

Основними серед цих припущень є:

• 1) Рівномірний розподіл дрібних бульбашок газу в рідкій фазі при тисках менших тиску насичення.
• 2) Рівномірний розподіл нафтової та водяної складових у стовпі рідини, що відкачується на ділянці "вибій свердловини - прийом насоса" при будь-яких величинах дебітів свердловини.
• 3) Нехтування "ковзанням" нафти у воді при русі рідини по обсадній колоні та колоні НКТ.
• 4) Тотожність величин тисків насичення у статичних та динамічних режимах.
• 5) Процес руху рідини від вибою свердловини до прийому насоса, що супроводжується зниженням тиску та виділенням вільного газу, є ізотермічним.
• 6) Температура занурювального електродвигуна вважається такою, що не перевищує нормальну робочу температуру, якщо швидкість руху охолоджуючої рідини вздовж стінок ПЕД не менш рекомендована в технічних умовах на ПЕД або в Посібнику з експлуатації установок ЕЦН.
• 7) Втрати напору (тиску) при русі рідини від вибою свердловини до прийому насоса і зони нагнітання насоса до гирла свердловини незначно малі проти напором насоса.

Для проведення підбору УЕЦН необхідні такі вихідні дані:

1. Щільності, кг/куб.

сепарованої нафти;

газу у нормальних умовах;

2. В'язкості, м2/с:

• 3. Запланований дебіт свердловини, куб.м/добу.
• 4. Обводненість продукції пласта, частки одиниці.
• 5. Газовий фактор, куб.м/куб.
• 6. Об'ємний коефіцієнт нафти, од.
• 7. Глибина розташування шару (отворів перфорації), м.
• 8. Пластовий тиск та тиск насичення, МПа.
• 9. Пластова температура та температур градієнт, С, С/м.
• 10. Коефіцієнт продуктивності, куб.м/МПа*добу.
• 11. Буферний тиск, МПа.
• 12. Геометричні розміри обсадної колони (зовнішній діаметр та товщина стінки), колони НКТ (зовнішній діамет та товщина стінки), насоса та занурювального двигуна (зовнішній діаметр), мм.

Підбір установки ЕЦН ведеться у наступній послідовності:

1. Визначаємо щільність суміші на ділянці "вибій свердловини - прийом насоса" з урахуванням спрощень:

де н - густина сепарованої нафти, кг/куб.м

в - густина пластової води,

г - густина газу в стандартних умовах;

Г-поточний об'ємний газоміст;

b-обводненість пластової рідини.

2. Визначаємо вибійний тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод

де Рпл – пластовий тиск;

Q-заданий дебіт свердловини;

Kпрод – коефіцієнт продуктивності свердловини.

3. Визначаємо глибину розташування динамічного рівня при заданому дебіті рідини:

Ндін = Lскв - Pзаб/см g

4. Визначаємо тиск на прийомі насоса, при якому газоутримання на вході в насос не перевищує гранично-допустиме для даного регіону (наприклад-Г=0,15):

Рпр = (1 - Г) Рнас

(При показнику ступеня залежно від розгазування пластової рідини m = 1,0).

де: Рнас – тиск насичення.

5. Визначаємо глибину підвіски насоса:

L = Ндін + Pпр/см g

6. Визначаємо температуру пластової рідини на прийомі насоса:

T = Tпл - (Lскв - L) * Gт;

де Tпл – пластова температура;

Gт – температурний градієнт.

7. Визначаємо об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос:

де: -об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення;

b - об'ємна обводненість продукції;

Pпр – тиск на вході в насос;

Pнас - тиск насичення.

8. Обчислюємо дебіт рідини на вході в насос:

9. Визначаємо об'ємну кількість вільного газу на вході в насос:

Gпр = G[1-(Pпр/...

де F = 0,785 (D2 - d2) - площа кільцевого перерізу,

D-внутрішній діаметр обсадної колони,

d-зовнішній діаметр ПЕД.

Якщо швидкість потоку рідини, що відкачується, W виявляється більше [W] (де [W] - мінімально допустима швидкість рідини, що відкачується), тепловий режим занурювального двигуна вважається нормальним.

Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на L = 10 - 100 м, після чого повторюється розрахунок, починаючи з п.5. Величина L залежить від наявності часу та можливостей обчислювальної техніки споживача.

Після визначення глибини підвіски насосного агрегату по інклінограмі перевіряється можливість установки насоса на вибраній глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки та максимального кута відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину та найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких потребує особливої ​​обережності та малих швидкостей спуску при ПРС.

Таблиця 2.1 Вихідні дані

Таблиця 2.2 Розрахунки

SubPUMP надає допомогу при підборі ЕЦН, створюючи оптимальний режим роботи за поточних умов роботи свердловини або аналізуючи роботу існуючої системи УЕЦН. Цей аналіз зазвичай проводиться інженером з видобутку. Конфігурація стовбура свердловини, аналіз флюїдів, характеристика припливу, ось ті параметри, які використовуються як основа для проведення аналізу роботи та підбору підземного обладнання програмою SubPUMP.

Під підбором насосних установок до нафтових свердловин, у вузькому, конкретному значенні, розуміється визначення типорозміру або типорозмірів установок, що забезпечують заданий видобуток пластової рідини зі свердловини при оптимальних або близьких до оптимальних робочих показниках (подачі, натиску, потужності, напрацювання на відмову та ін.). . У ширшому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємопов'язаної системи «нафтовий пласт - свердловина - насосна установка» та вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може проводитися за різними критеріями, але зрештою всі вони мають бути спрямовані на один кінцевий результат - мінімізацію собівартості одиниці продукції - тонни нафти.

Підбір установок відцентрових насосів до нафтових свердловин ведеться за алгоритмами, в основу яких покладено багаторазово апробовані в нафтовій промисловості положення та результати робіт, присвячених вивченню фільтрації рідини та газу в пласті та привибійній зоні пласта, руху газо-водо-нафтової суміші з необсадних труб. законам зміни газоутримання, тиску, щільності, в'язкості і т.д., вивченню теорії роботи відцентрових занурювальних агрегатів, насамперед - свердловинних відцентрових насосів, на реальній пластовій рідині.

У цьому розділі розглянуто основні положення методики підбору УЕЦН до нафтових свердловин.

Роботи зі створення методик підбору УЕЦН до свердловин почалися практично одночасно зі створенням самих установок ЕЦН.

Основний принцип підбору УЕЦН до нафтової свердловини полягає у забезпеченні нормованого дебіту свердловини з мінімальними витратами, що враховують і капітальні та експлуатаційні витрати та надійність обладнання.

При створенні цієї методики був вивчений і по можливості використаний досвід, накопичений нафтовиками протягом багаторічної експлуатації електронасосів. Було виконано ряд оригінальних досліджень, що дозволили в результаті дати аналітичний опис системи «свердловина-насос – ліфт-рідина».

Облік надійності проводиться за температурі ПЕД, що розраховується. Таким чином безумовно доцільним варіантом вибору насоса є той, для якого газоутримання велике, а витрати і температура ПЕД малі.

У деяких випадках може виявитися доцільним віддати перевагу варіанту з більшими витратами, але з меншою температурою ПЕД, що може дати зниження витрат через різке підвищення надійності установки.

Вибраний типорозмір насоса повинен відповідати умовам освоєння свердловини заглушеною водою. Ця умова визначається необхідним для збудження свердловини зниженням рівня води та напором, який може розвинути насос при мінімальній необхідній для освоєння свердловини та охолодження електродвигуна при відборі рідини.

Очевидно, напір потрібний для освоєння свердловини перевищить напір в режимі роботи свердловини, що встановився, особливо при відкачуванні безводної газованої нафти. Збіг режиму роботи свердловини з оптимальним режимом насоса забезпечує максимальний к.п.д. насос. Збіг оптимального режиму насоса з режимом освоєння призводить до зміщення встановленого режиму вправо від оптимуму і зниження к.п.д. насос.

Для ряду типорозміру насосів відношення максимального напору до оптимального на воді знаходиться в межах 1,2ч1,5.

Де - необхідне освоєння зниження рівня води у свердловині від гирла; - Глибина фільтра; - пластовий тиск; - мінімально необхідна депресія на пласт, що забезпечує освоєння свердловини; - Тиск на буфері свердловини; к - коефіцієнт залежить від конкретного типорозміру ()

При застосуванні пакерів-відсікачів, що виключають глушіння свердловини водою, зазначене обмеження може бути зняте.

Усі необхідні вихідні характеристики рідини, свердловини, ліфта, насоса та системи збору представлені у таблиці 10.1, Характеристики насосів дано у таблиці 10.2.

1. Визначити питому вагу пластової рідини

де - Питома вага сепарованої нафти, т/м3; - Питома вага газу, т/м3; - пластовий газовий фактор, м3/м3; - Питома вага води, т/м3; - обводненість об'ємна; д.од.; - об'ємний коефіцієнт нафти

2. Визначити вибійний тиск

де – пластовий тиск, атм; - Дебіт рідини проектний, м3/сут; - Коефіцієнт продуктивності, м3/сут;

3. Визначити роботу газу у ліфті

де – діаметр насосно-компресорних труб, дюйм; - Буферний тиск, атм.

4. Визначити тиск, що розвивається насосом

де - Глибина пласта, м; - буферний тиск, атм; - робота газу в НКТ, м3/м2;

5. Визначити коефіцієнт тиску

де - поправочний коефіцієнт, що враховує зміну коефіцієнта тиску від числа щаблів Z.

• - Оптимальний тиск на воді насоса, що підбирається, кг/см2;
• 6. Визначити відносну подачу насоса рідкою фазою в умовах мірника

де -оптимальна подача на воді насоса, що підбирається, м3/сут;

• 7. Для заданої обводненості b=0,8 щодо відносної подачі, отриманої в пункті 6, і за коефіцієнтом тиску, розрахованим у пункті 6 визначаємо газоутримання на вході в насос.
• * Величина повинна лежати при заданому значенні коефіцієнта подачі в межах поля, що відповідає подачі по воді в діапазоні 0,7-1,2 (від оптимальної).

За відсутності рішення в цій галузі допускається приймати значення коефіцієнта подачі, що дають величину коефіцієнта тиску в області обмеженої пунктирними лініями, що відповідає подачі на воді в діапазоні 0,5-1,4 (від оптимальної)

Знаходимо значення газоутримання рівним 0,07.

• 8. Визначити коефіцієнт М, що враховує зміну газоутримання з обводненістю.
• 9. Знайти величину коефіцієнта з виразу:

де – тиск насичення, атм; - атмосферний тиск, атм;

Вирішуючи це рівняння, знаходимо рівним 0,441.

• 10. Визначити тиск на вході в насос
• 11. Визначити підвіску насоса, виходячи з умови відсутності «водяної подушки» на забої

де - тиск на вході в насос, атм

З розрахунків я вибираю УЭЦН5-130-600,оскільки є оптимальним для родовища Узень.

Таблиця 10.1 – Вихідні дані для підбору ЕЦН

	Замірені та звітні дані	Позначення	Розмірність	Значення
	Питома вага сепарованої нафти
	В'язкість нафти у пласті
	Обводненість об'ємна
	Газовий фактор
	Питома вага води
	Об'ємний коефіцієнт нафти
	Тиск насичення
	Пластовий тиск
	Глибина пласта (для вертикальних свердловин глибина фільтра)
	Коефіцієнт продуктивності
	Буферний тиск
	Дебіт рідини проектний
	Діаметр ліфта
	Температура пласта
	Питома вага газу
Тип насоса ЕЦН
	Подання на оптимальному режимі на воді
	Тиск на оптимальному режимі на воді
	Число ступенів

Таблиця 10.2 – Характеристики насосів