Методики подбора эцн для нефтяной скважины. Подбор уэцн Рассчитать затраты по спуску эцн
Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q-H) 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 Ã - 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 мПа.с).
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:
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 /с.Па; - 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.
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.
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 );
^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 ;
– 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;
– для обычного исполнения – до 100 мг/л;
– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;
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»:
■ с
(р Ь + р (1 - Ь)) (1 - F) + p F.
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. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
где: Р пл – пластовое давление,
Q – заданный дебит скважины,
К прод – коэффициент продуктивности скважины.
3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
Техника и технология добычи нефти
4. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона (например: F= 0,15):
Р = Р. (I - Г).,
где к - степень кривой разгазирования.
5. Глубина подвески насоса:
где: B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, b – объемная обводненность продукции,
14. Работа газа на участке «забой – прием насоса»:
Величины с индексом «буф » относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.
16. Потребное давление насоса:
где: L дин – глубина расположения динамического уровня;
P 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 выбираем типоразмер погружного центробежного (или винтового, диафрагменного) насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной 0 (напор, мощность).
18. Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики:
где: ν – эффективная вязкость смеси;
Q o В – оптимальная подача насоса на воде.
24. Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
где h - напор одной ступени выбранного насоса.
с г
Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается 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 повторить 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 изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.
28. КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
V - /Ci." K w " fCijr,
где ri o6 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
Техника и технология добычи нефти
29. Мощность насоса:
где: η ПЭД – КПД погружного электродвигателя,
cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.
31. Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:
Ргл=Ргл
1_. р +р +р
■- П буф Г заб ^ ПЛ "
где ρ ГЛ – плотность жидкости глушения.
Вычисляем напор насоса при освоении скважины:
Величина Н ГЛ сравнивается с паспортной водяной характеристики. Определяем мощность насоса при освоении скважины:
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:
32. Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса:
Т> [Т]
где [T ] – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата
33. Проверяем установку 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 ■ - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; cf- внешний диаметр ПЭД.
Если скорость потока откачиваемой жидкости оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), 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 л! = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина &L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.
После определения глубины подвески насосного агрегата по инклино-грамме проверяется 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.
После окончательного подбора глубины спуска скважинного агрегата выбирается тип кабеля (по рабочему току и температуре откачиваемой жидкости) и типоразмер трансформатора (по рабочему току и напряжению). После окончания подбора оборудования определяется мощность, потребляемая установкой:
NnoTP = N n s n + AN KAB + AN Tp ,
где: aWjus= - ~ "" : - потери мощности в кабеле
/- рабочий ток ПЭД, Л; L - длина токопроводящего кабеля, м;
p t - сопротивление погонного метра кабеля при рабочей температуре, Ом/м ■ мм 2 ;
S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм 2 ;
Д Л/ т = (1 - Ti) (Л/ тп + A AL) - потери мощности в трансформаторе,
г] тр - КПД трансформатора.
§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);
§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).
Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.
Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:
§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);
Q=Q50*F/50, м3/сут;
где: Q – расчетная подача, м3/сут;
Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;
F – расчетная частота, Гц.
§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)
Н=Н50*(F/50)2, м;
где: Н – расчетный напор, м;
Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.
§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)
N=N50*(F/50)3, кВт;
где: N – расчетная мощность, кВт;
N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.
§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).
Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:
§ начальную частоту запуска;
§ параметры набора частоты;
§ максимальную рабочую частоту.
При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).
При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.
Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.
При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.
Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).
После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.
При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.
Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.
Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.
В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.
Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.
8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ
На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.
Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.
Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.
Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:
§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:
Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.
где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;
Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
Рб – давление на буфере скважины, атм;
Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.
§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:
где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;
Нн – необходимый напор, м.
В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.
В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.
В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.
В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.
В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.
При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.
Расчет ЭЦН.doc
3.Техническая часть3.1. Оборудование для эксплуатации нефтяных скважин погружными бесштанговыми насосами.
Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачкики из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения: обычные и корозионностойкие. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ВКО2 ТУ - 26 - 06 - 1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ТУ26 - 06 - 1486 - 87, где: У - установка, Э - привод от погружного двигателя, Н - насос, М- модульный, 5 - группа насоса, 125 - подача м3/сут, 1200 - напор, ВК - вариант комплектации, 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.
Для установок (УЭЦНМ и У) коррозийно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».
Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК состоят из погружного агрегата, кабеля, в сборе наземного электрооборудования - трансформаторной комплексной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС).
Насосный агрегат состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (Электронагреватель с гидрозащитой) спускается в скважину на колонне НКТ.
Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите. Насосу и НКТ металлическими поясами.
Комплексная трансформационная подстанция преобразует напряжение на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата, установки и её защиту при аномальных режимах.
Насос-погружной, центробежный, модульный. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в НКТ при остановках и облегчения тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной в корпус обратного клапана. Спускной клапан служит для слива жидкости из полости НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Для очистки пластовой жидкости, содержащей свыше 25-35% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля к насосу подключают насосный модуль-газосепоратор.
Двигатель асинхронный, погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсной, маслонаполненный.
При этом, установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ.
Соединение кабеля в сборе с электродвигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Погружной центробежный модульный насос-многоступенчатый, вертикального исполнения. Насос выпускают в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозийностойком ЭЦНМК. Насос состоит из входного модуля, модуля секции, модуля головки, обратного и спускного клапанов.
Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектованный погружного агрегата. Двигателем необходимой мощности. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у стенки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединять насосный модуль-газосепоратор. Газосепоратор устанавливается между входным модулем и модулем секцией. Соединение модулей между собой, модуля-секции и входного модуля с двигателем-фланцовое. Соеденения уплотняются резиновыми кольцами. Соединения валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.
Соединение валов газосепоратора, модуля-секции и входного модуля между собой также через шлицевые муфты.
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, у коррозийностойких - из модифицированного 4Н16Д72ХШ.
Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготавливать из радиоуполномодифицированного полиамида. Модуль головки состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-копрессорной трубки) с другой стороны фланец для подсоединения к модулю-секций двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля головки болтом с чайной и пружиной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля головки с модулем-секцией.
Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступней рабочих колес и направляющих аппаратов, верхнего подшибника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.
Число ступней в модуль-секциях указано в таблице.
Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного-агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.
ПРУЖИННЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ (ПЭД)
Погружные двигатели состоят из эл.двигателя и гидрозащиты. Двигатели трехфазные, асинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии Пэд в нормальном и коррозийностойком исполнении, климатического исполнения В, категории 45, работают от сети переменного тока частотой 50Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и воды в любых пропорциях с температурой 110С).
ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛ.ДВИГАТЕЛЕЙ.
Гидрозащита предназначена для предотвращения пластовой жидкости во внутреннюю полость эл.двигателя, компенсации изменений объема масла во внутренней полости от температуры эл.двигателя и передачи крутящего момента от вала эл.двигателя и к валу насоса. Разработано 2 варианта конструкций гидрозащиты для двигателей унифицированной серии; открытого типа - П
92, ПК92, П114, ПК114, и закрытого типа - П92Д, ПК92Д, (с диофрагмой)П11Д, ПК114Д;
УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ ШГС5805.
Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателем серии ПЭД (в том числе со встроенной теромаманометрической системой) по ГОСТ18058 - 80 мощностью 14-100кВт и напряжением до 2300В переменного тока.
КАБЕЛЬ
Для подвода эл.энергии к двигателю установки применяется кабельная линия, состоящая из основного кабеля и сращенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающий герметичное присоединение кабельной линии к эл.двигателю.
В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК; КТЭБК; КТфСБК; или плоские марок КПБП; КТЭБ; КФСБ;
В качестве удлинителя плоские кабели марок КПБП и КФСБ.
Муфта кабельного ввода круглого типа: Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 90С.
Рабочие характеристики ЭЦН обычного исполнения
Таблица № 18
| Типоразмер установки | Подача: м3/сут | Напор: м |
| УЭЦН5 - 40-1400 | 25-70 | 1425-1015 |
| УЭЦН5-40-1750 | 25-70 | 1850-1340 |
| УЭЦН5-80-1200 | 60-115 | 1285-715 |
| УЭЦН5-80-1800 | 60-115 | 1905-1030 |
| УЭЦН5-130-1200 | 100-155 | 1330-870 |
| УЭЦН5-130-1700 | 100-155 | 1940-1300 |
| УЭЦН5-200-800 | 145-250 | 960-545 |
| УЭЦН5-200-1350 | 145-250 | 1480-850 |
| УЭЦН5А-160-1400 | 125-505 | 1560-1040 |
| УЭЦН5А-160-1750 | 125-505 | 1915-1290 |
| УЭЦН5А-250-1000 | 190-330 | 1160-610 |
| УЭЦН5А-250-1750 | 195-330 | 1880-1200 |
| УЭЦН5А-360-850 | 290-430 | 950-680 |
| УЭЦН5А-360-1400 | 290-430 | 1610-115 |
| УЭЦН5А-500-800 | 420-580 | 850-700 |
| УЭЦН5А-500-1000 | 420-580 | 1160-895 |
| УЭЦН6-250-1050 | 200-330 | 1100-820 |
| УЭЦН6-250-1400 | 200-300 | 1590-1040 |
| УЭЦН6-350-1100 | 280-440 | 1280-700 |
| УЭЦН6-500-750 | 350-680 | 915-455 |
| УЭЦН6-500-1000 | 350-680 | 1350-600 |
| УЭЦН6-700-800 | 550-900 | 870-550 |
Рабочие характеристики ЭЦН модульного исполнения
Таблица № 19
| Типоразмер установки | Подача: м3/сут | Напор: м |
| УЭЦНМ-50-1550 | 25-70 | 1610-1155 |
| УЭЦНМ-80-1050 | 60-115 | 1290-675 |
| УЭЦНМ-80-1550 | 60-115 | 1640-855 |
| УЭЦНМ-80-2000 | 60-115 | 2035-1060 |
| УЭЦНМ5-125-1200 | 105-165 | 1305-525 |
| УЭЦНМ5-125-1500 | 105-165 | 1650-660 |
| УЭЦНМ5 - 200-800 | 150-265 | 970-455 |
| УЭЦНМ5-200-1100 | 150-265 | 1320-625 |
| УЭЦНМ5А-160-1050 | 125-205 | 1210-715 |
| УЭЦНМ5А-250-1300 | 125-340 | 1475-775 |
| УЭЦНМ5А-250-1400 | 125-340 | 1575-825 |
| УЭЦНМ5А-400-950 | 300-440 | 1180-826 |
| УЭЦНМ5А-400-1200 | 300-440 | 1450-1015 |
| УЭЦНМ5А-500-800 | 430-570 | 845-765 |
| УЭЦНМ5А-500-1000 | 430-570 | 1035-935 |
| УЭЦНМ6-250-1250 | 200-340 | 1335-810 |
| УЭЦНМ6-320-1400 | 280-440 | 1505-775 |
| УЭЦНМ6-500-1050 | 380-650 | 1215-560 |
| УЭЦНМ6-500-1400 | 380-650 | 1625-800 |
3.2 Рабочая характеристика электропогружного насоса (ЭЦН).
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача); n (Q)
(к.п.Д. подача); N (Q) (потребляемая мощность, подача).
Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или несколько большем интервале.
Всякий центробежный насос, в том числе и УЭЦН может работать закрытой выкидной задвижке (т. А: Q = 0). Н=Н мах из без противодавления на выкиде (т.ВQ=Q max: Н=0).
Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих 2-х крайних режимах полезная работа будет равна 0, а следовательно и к.п.д. = 0.
При определенном соотношении Q и H, минимальными внутренними потерями, к.п.д. достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6.
Обычно насосы с малой подачей и малый диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступней имеют пониженный к.п.д. Подача н напор соответствующие максимальному к.п.д., называется оптимальным режимом работы насоса. Зависимость n (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому допустимо работа УЭЦН при режимах, отклоняющихся в ту или иную сторону от оптимального. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики УЭЦН и должны соответствовать снижению к.п.д. на 3-5%. Это обуславливает целую область возможных режимов, которая называется рекомендованной областью.
Подбор насоса к скважине сводится к выбору такого типоразмера к УЭЦН, чтобы он работал в условиях оптимального режима или рекомендованного при откачке заданного дебита с данной глубины. Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на наминальные расходы от 40 (ЭЦН 5-40-950) до 500м3/сут (ЭЦН 6-50-750) и напора от 450м (ЭЦН6-500-450) до 1500м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напор до 1200м. Напор который может преодолеть насос прямопропорционален числу ступней, зависит от размера рабочего колеса т.е. от радиальных габоритов насоса.
При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью при работе на воде - 3,86 м, при колебаниях от 3,69 до 4,2 м.
При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 м до 6,84 м.
3.3 Технические условия по эксплуатации УЭЦН в модульном исполнении
Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1400кг/м3
Кинематическая вязкость - 1мм2/сек
Водородный показатель РН - 6,0 - 8,5
Максимальное массовое количество (концентрация) твердых частиц - 0,01% (0,1г/л)
Обводненность откачивания жидкости не более 99%.
Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса с газосепаратором - 25% - 50%.
Содержание сероводорода H2S - 0.01 г/л.
Температура откачиваемой жидкости не более 90С.
Для антикоррозийного исполнения УЭЦНМ содержание сероводорода H2S - 125 г/л.
Гарантийная наработка УЭЦН до ремонта - 830 сут. Срок до списания - 5,5 лет.
Таблица № 20
| Установка | Насос | Модуль насосного газосепаратора | Двигатель |
| УЭЦНМ5-50-1300 | ЭЦНМ5-50-1300 | 1МНГ - 5 | ПЭД432-103В5 |
| УЭЦНМ5-50-1300 | ЭЦНМ5-50-1300 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К32-103В5 |
| УЭЦНМ5-50-1550 | ЭЦНМ5-50-1550 | 1МНГ - 5 | ПЭД432-103В5 |
| УЭЦНМ5-50-1550 | ЭЦНМ5-50-1550 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К32-103В5 |
| УЭЦНМ5-50-1700 | ЭЦНМ5-50-1700 | 1МНГ - 5 | ПЭД432-103В5 |
| УЭЦНМ5-50-1700 | ЭЦНМ5-50-1700 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К32-103В5 |
| УЭЦНМ5-80-1200 | ЭЦНМ5-80-1200 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К32-103В5 |
| УЭЦНМ5-80-1550 | ЭЦНМ5-80-1550 | 1МНГ - 5 | ПЭД432-103В5 |
| УЭЦНМ5-80-1550 | ЭЦНМ5-80-1550 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К32103В5 |
| УЭЦНМ5-80-1800 | ЭЦНМ5-80-1800 | 1МНГ - 5 | ПЭД445-103В5 |
| УЭЦНМ5-80-1800 | ЭЦНМ5-80-1800 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К45-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1200 | ЭЦНМ5125-1200 | 1МНГ - 5 | ПЭД445-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1200 | ЭЦНМ5-125-1200 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К45-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1300 | ЭЦНМ5-125-1300 | 1МНГ - 5 | ПЭД445-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1300 | ЭЦНМ5-125-1300 | 1МНГ - 5 | ПЭД4К45-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1800 | ЭЦНМ5-125-1800 | 1МНГ - 5 | ПЭД4С63-103В5 |
| УЭЦНМ5-125-1800 | ЭЦНМ5-125-1800 | 1МНГ - 5 | ПЭД4СК63-103В5 |
| УЭЦНМ5-200-1400 | ЭЦНМ5-200-1400 | 1МНГ - 5 | ПЭД4С90-103В5 |
| УЭЦНМ5-200-800 | ЭЦНМ5-200-800 | 1МНГ - 5 | ПЭД445-103В5 |
| УЭЦНМ5А-160-1450 | ЭЦНМК5А-160-1450 | 1МНГ - 5А | ПЭД4С63-103В5 |
| УЭЦНМ5А-160-1450 | ЭЦНМК5А-160-1450 | 1МНГ - 5А | ПЭД4СК63-103В5 |
| УЭЦНМ5А-160-1750 | ЭЦНМК5А-160-1750 | 1МНГ - 5А | ПЭД4С90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-160-1750 | ЭЦНМК5А-160-1750 | 1МНГ - 5А | ПЭД4СК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-160-1750 | ЭЦНМК5А-160-1750 | 1МНГ - 5А | ПЭД463-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1000 | ЭЦНМК5А-250-1000 | 1МНГ - 5А | ПЭД4К63-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1000 | ЭЦНМК5А-250-1000 | 1МНГ - 5А | ПЭДУС90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1400 | ЭЦНМК5А-250-1400 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1400 | ЭЦНМК5А-250-1400 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1700 | ЭЦНМК5А-250-1700 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1700 | ЭЦНМК5А-250-1700 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1800 | ЭЦНМК5А-250-1800 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-250-1800 | ЭЦНМК5А-250-1800 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-400-950 | ЭЦНМК5А-400-950 | 1МНГ - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А-400-950 | ЭЦНМК5А-400-950 | 1МНГК - 5А | ПЭДУСК90-117В5 |
| УЭЦНМ5А400-1250 | ЭЦНМК5А-400-1250 | 1МНГ - 5А | ПЭДУС125-117В5 |
| УЭЦНМ5А-400-1250 | ЭЦНМК5А-400-1250 | 1МНГ - 5А | ПЭДУС125-117В5 |
| УЭЦНМ5А-500-800 | ЭЦНМК5А-500-800 | 1МНГ - 5А | ПЭДУС125-117В5 |
| УЭЦНМ5А-500-800 | ЭЦНМК5А-500-800 | 1МНГК - 5А | ПЭДУСК125-117В5 |
| УЭЦНМ5А -500-1000 | ЭЦНМ5А - 500-1000 | МНГ-5А | ПЭДУСК125-117В5 |
| УЭЦНМК5А -500-1000 | ЭЦНМК5А - 500-1000 | МНГК-5А | ПЭДУСК125-117В5 |
| УЭЦНМ6-250-1050 | ЭЦНМ6-250-1050 | МНГ -6 | ПЭДУ90 -123В5 |
| УЭЦНМК6-250-1050 | ЭЦНМ6-250-1050 | МНГК-6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМ6-250-1400 | ЭЦНМ6-250-1400 | 1МНГ - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМК6-250-1400 | ЭЦНМ6-250-1400 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМ6-250-1600 | ЭЦНМ6-250-1600 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМК6-250-1600 | ЭЦНМ6-250-1600 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМ6-320-1100 | ЭЦНМ6-320-1100 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМК6-320-1100 | ЭЦНМ6-320-1100 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМ6-500-750 | ЭЦНМ6-500-750 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМК6-500-750 | ЭЦНМ6-500-750 | 1МНГК - 6 | ПЭДУК90-123В5 |
| УЭЦНМ6-500-1050 | ЭЦНМ6-500-1050 | 1МНГК - 6 | ПЭДУС125-117В5 |
| УЭЦНМК6-500-1050 | ЭЦНМ6-500-1050 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК125-117В5 |
| УЭЦНМ6-800-1000 | ЭЦНМ6-800-1000 | 1МНГК - 6 | ПЭДУС180*-130В5 |
| УЭЦНМК6-800-1000 | ЭЦНМ6-800-1000 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК180-130В5 |
| УЭЦНМ6-1000-900 | ЭЦНМ6-1000-900 | 1МНГК - 6 | ПЭДУС250-130В5 |
| УЭЦНМК6-1000-900 | ЭЦНМ6-1000-900 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК250-130В5 |
| УЭЦНМ6-1000-1000 | ЭЦНМ6-1000-1000 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК250-130В5 |
| УЭЦНМК6-1000-1000 | ЭЦНМ6-1000-1000 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК250-130В5 |
| УЭЦНМ6-1250-800 | ЭЦНМ6-1250-800 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК250-130В5 |
| УЭЦНМК61250-800 | ЭЦНМ6-1250-800 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК250-130В5 |
| УЭЦНМ61250-900 | ЭЦНМ6-1250-900 | 1МНГК - 6 | ПЭДУС360-130В5 |
| УЭЦНМК6-1250-900 | ЭЦНМ6-1250-900 | 1МНГК - 6 | ПЭДУСК360-130В5 |
3.6 Методика подбора ЭЦН к скважине
Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, точность промежуточных и конечных расчетных величин находятся в пределах допустимых значений для промысловых условий.
В методике используется математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, полученные отечественными и зарубежными исследованиями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочих характеристик выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождения условия совместной работы скважины и насоса.
В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные (на воде) характеристики. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины насоса.
Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины
Lд - удлинение ствола скважины в м.
Нс - глубина скважины по вертикали, длина ствола для не кривленной скважины, м.
Плотность нефти в затрубном пространстве
Данная формула по результатам промысловых исследований в основном для условия Рпр Рнас. Может быть использован для условия Рпр< Рнас в пределах не более 10% по объему. При = 0. Рпр = Рнас.
Рпр - давление на приеме насоса, Мпа
Рнас - давление насыщения, Мпа
пргазосодержания на приеме насоса % объем.
3.Плотность водонефтяной смеси кг/м3
см = н. пл. (1-n/100) +в х n/100
н.пл. - плотность пластовой нефти, кг/м
в - плотность добываемой воды, кг/м3
N - обводненность добываемой нефти, %
Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса.
Где Впл – обьемный коэффициент пластовой нефти (Впл > 1)
5.Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса (при n = 60%)
,
Где Мн. пл – вязкость пластовой нефти, МПа х с
Если Мсм < 5 МПа х с или n > 60%, то поправочные коэффициенты Кд = 1; Кн = 0,99;
6.Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи)
Кд = 1 - 0,0162(
см - 5) 0,544
Поправочный коэффициент на напор (коэффициент уменьшения напора).
Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШГН) перед переводом её на оптимальный режим: м
Нпн - глубина подвески насоса: м
Нд - динамический уровень: м
Рпл - пластовое давление: Мпа
Рзатр - затрубное давление: Мпа
Р буф - давление на буфере: Мпа
Примечание: Для скважин, переводимых на ЭЦН с фонтанного способа, после кап. ремонта и сразу после бурения в формуле 8 принимается Нп. н = Нс.; Нд = 0
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору м 6 /сут 2
, гдеS1, S3 - численные значения коэффициентов определяющих уравнение рабочей части, характеристики, предварительно выбранного типоразмера насоса.
S1 – [м], S3 –[сут.кв/м.куб]
Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси поступающей к приему насоса; сут/м2 Мпа.
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважин к рабочей области насоса на подаче м3/сут
) х Кд/ 2,2 х Ксм х S3;S 2 - численный коэффициент рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса (сут/м2)
Проектный оптимальный отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях м3/сут qж = В + А + В 2 ;
Подставляя уравнение (б) выражение для g ж из (а) и производя некоторые преодбразования, получим выражение для g ж (п.12)
Проектное забойное давление в скважине Мпа
Рзаб = Рпл – qж/ Кпр;
Динамический уровень при освоение скважины на жидкости в глушения; м
,Где рж.гл – это плотность жидкости глушения, кг/м3
Глубина подвески насоса: м
,
Рнас - давление насыщения, МПА
Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работ; м
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА.
10. Рпл - пластовое давление, Мпа
11. Рзатр - затрубное давление, Мпа
12. Рбуф - буферное давление, Мпа
Кпр - коэффициент продуктивности м3/сут Мпа
Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739
Исходные данные для расчета:
Дебит скважины Q ж = 130 м 3 /сут
Обводненность n = 87%.
Глубина скважины Н с = 2808м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1710м.
Динамический уровень Н д = 610 м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,8 МПа.
Плотность добываемой воды в = 1170кг/м3
Пластовое давление Р пл = 25,6 МПа
L уд ствола = 27,2 м.
Плотность жидкости глушения жгл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,62 м 3 /сут МПа
Проектируемый оптимальный отбор 130м 3 /сут
K д =1; K н =0,99.
7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400
S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096
А=
9.
10.
11.
12.
13.
Принимаем Н пн = 1650м
15. Q см = Q жопт * К см = 120,1 * 1,014 = 121,8 м. 3 /сут
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 136,9 м. 3 /сут допустим и насос будет работать в оптимальных условиях.
^
Расчет подбора УЭЦН по скважине 235
Исходные данные для расчета:
Скважина эксплуатируется установкой ЭЦН 5-80-1550
Проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут
Дебит скважины Q ж = 90 м 3 /сут
Обводненность n = 91%.
Глубина скважины Н с = 2803м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1560м.
Динамический уровень Н д = 780 м.
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д эк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,9 МПа.
Плотность нефти в поверхностных условиях н.пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях н.пл = 830 кг/м 3
Обьемный коэффициент = 1,108
Плотность добываемой воды в = 1160кг/м3
Давление насыщения Р нас = 6,23МПа.
Пластовое давление Р пл = 24,5 МПа
L уд ствола = 5,6 м.
Плотность жидкости глушения жгл = 1200 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,12 м 3 /сут МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях н = 1,83 МПа*с
K д =1; K н =0,99.
7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400
S1=653.92; S2=18,72; S3=0,1
А=
9.
10.
11.
12.
13.
Принимаем Н пн = 1300м
15. Q см = Q жопт * К см = 94,9*1,0097 = 95,8 м. 3 /сут
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет
90-180 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут
Расчет подбора УЭЦН по скважине 3351
Скважина эксплуатируется насосами УЭЦН 5-125-1300
Исходные данные для расчета:
Дебит скважины Qж = 97 м3/сут
Обводненность n = 50%.
Глубина скважины Нс = 2798м.
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.
Динамический уровень Нд = 1260 м.
Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.
Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3
Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3
Обьемный коэффициент вн = 1,108
Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3
Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.
Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа
Lуд ствола = 12,1 м.
Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа
Вязкость нефти в пластовых условиях Мн = 1,83 Мпа х с
РАСЧЕТ
Проектируемый отбор 120м3/сут
9. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400
S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096
10.
11.
12.
13 
14.
15.
Принимаем Нпн = 1850м
16
17. Q см = Qжопт х Ксм = 127 х 1,054 = 134 м.куб/сут
Эквивалентное количество воды
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713
Дебит скважины Q ж = 80 м 3 /сут
Обводнённость H = 67%
Глубина скважины H с = 2845 м.
Глубина подвески насоса H п.н = 1750 м.
Динамический уровень H д = 1080 м.
Диаметр эксплуатационной колоны Д эк = 0,130 м.
Давление в затрубном пространстве P затр = 1,3 Мпа
Плотность нефти поверхностных условиях P н пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях P н пл = 830 кг/м 3
Объёмный коэффициент В н 1,108.
Плотность добываемой воды P в =1170 кг/см 3
Давление насыщения P нас =6,23 Мпа
Пластовое давление P пл =27,3 Мпа
L уд ствола = 0,7 м.
Плотность жидкости глушения P ж гл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности K пр = 0,27 м 3 /сут МПа
Вязкость в нефти в пластовых условиях M н = 1,83 МПа. с
Расчёт:
Проектируемый отбор 130 м
3
/сут
8.
S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096
10.
11.
12.
13 
14.
15.
Принимаем Н пн = 1500м
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут
. Таким образом, проектируемый отбор 146,2 м. куб/сут
допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 3351
Расчёт:
Проектируемый отбор 120 м
3
/сут
Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400
S
1
=642,37; S
2
=17,43; S
3
=0,096
Принимаем Н
пн
= 1850м
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 138,7 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1693
Расчёт:
Проектируемый отбор 120 м
3
/сут
9. Для отбора жидкости предварительно принимаем насос ЭЦН5-125-1400
S
1
=653,92; S
2
=18,72; S
3
=0,1
Принимаем Н
пн
= 1000м
Эквивалентное количество воды
Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-180 м. куб/сут
. Таким образом, проектируемый отбор 135,6 м. куб/сут
допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Технологический режим работы нефтяных скважин пласта Т2 Курманаевского месторождения.
| Nскв.Опт | М/р Пласт | Фонд | Способ | Q(жид)м3 | Qнеф т/сут | Qводы т/сут |
| 246д | Кур Т2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 3,4 | 53,4 |
| 102д | Док Т2 | доб | ЭЦН50 | 60 | 32 | 14,6 |
| 106д | ДокТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 27,6 | 14,4 |
| 235д | КурТ2 | доб | ЭЦН80 | 90 | 6,8 | 95 |
| 248д | КурТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 10,5 | 43,9 |
| 1607д | ДокТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 27,6 | 20,5 |
| 1608д | ДокТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 3,4 | 53,6 |
| 1614д | ДокТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 32 | 13,5 |
| 1615д | ДокТТ2 | доб | ЭЦН50 | 50 | 38,3 | 7 |
| 1616д | ДокТ2 | доб | ЭЦН50 | 40 | 3,4 | 50,6 |
| 1622д | ДокТ2 | доб | ЭЦН20 | 15 | 3,2 | 15,2 |
| 1693д | КурТ2 | доб | ЭЦН80 | 80 | 11,1 | 79,4 |
| 1713д | КурТ2 | доб | ЭЦН80 | 80 | 22,1 | 62,7 |
| 1716д | КурТ2 | доб | ЭЦН50 | 55 | 12,9 | 46,1 |
| 1733д | КурТ2 | доб | ЭЦН20 | 25 | 2,5 | 25,7 |
| 1739д | КурТ2 | доб | ЭЦН125 | 130 | 14,2 | 128,9 |
| 1741д | КурТ2 | доб | ЭЦН50 | 55 | 9,7 | 51 |
| 3310д | КурТ2 | доб | ЭЦН80 | 80 | 1,3 | 91,8 |
| 3351д | КурТ2 | доб | ЭЦН80 | 55 | 17,6 | 39,8 |
| 19 | 1118 | 276 |
^ Выводы по технической части.
Пласт Т 2 находится в завершающей стадии разработки.
Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.
Физико-химические свойства пласта Т-2 соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.
Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по пласту Т-2.
Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.
УЭЦН в скважинах пласта Т-2 эксплуатируются в оптимальных режимах, однако ряд скважин можно перевести на повышенный отбор жидкости (скв.№№1693, 1713, 3310, 3351),сохраняя оптимальную работу погружного оборудования.
Наработки УЭЦН по пласту Т-2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400суток при средних 350 сутках
Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т-2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.
Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т-2
