Підбір установок електроприводних відцентрових насосів (УЕЦН) для видобутку нафти.
Під підбором насосних установок до нафтових свердловин, у вузькому, конкретному значенні, розуміється визначення типорозміру або типорозмірів установок, які забезпечують задану видобуток пластової рідини з свердловини при оптимальних або близьких до оптимальних робочих показниках (подачі, напорі, потужності, напрацювання на відмову та ін.) . У більш широкому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємозалежної системи "нафтової пласт - свердловина - насосна установка" і вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але в кінцевому підсумку все вони повинні 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 покладені багаторазово апробовані в нафтовій промисловості положення і результати робіт, присвячених вивченню фільтрації рідини і газу в пласті і привибійної зоні пласта, руху газо-водо-нафтової суміші по колоні обсадних труб, законам зміни газосодержания, тиску, щільності, в'язкості і т.д. вивченню теорія роботи відцентрових заглибних агрегатів, в першу чергу - свердловинних відцентрових насосів, на реальній пластової рідини.
До основними роботами по підбору УЕЦН до нафтових свердловин необхідно віднести роботи П.Д.Ляпкова, методики, створені в БашНИПИнефть і ТатНІПІнефть, в НК "ЮКОС" і роботу, виконану В.С.Ліневим, фірмою TRW Reda і методики, розроблені в ОКБ БН і РГУ нафти і газу імені И.М.Губкина.
Основні положення методики підбору УЕЦН до нафтовій свердловині.
Загальна методика підбору УЕЦН при існуючих припущеннях виглядає наступним чином:
2. За законами розгазування (зміни поточного тиску і тиску насичення, температури, коефіцієнтів стисливості газу, нафти і води) потоку пластової рідини, а також за законами відносного руху окремих складових цього потоку по колоні обсадних труб на ділянці
У разі реального і задовольняє споживача результату розрахунку необхідної глибини спуску насоса здійснюється перехід до п.3 цієї методики.
Якщо ж 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 планованого дебіту, при збільшеному коефіцієнті продуктивності свердловини (після планованої обробки привибійної зони пласта) , при використанні спеціальних попередньо включений пристроїв (газосепараторов, деемульгатора) і т.д.
Розрахункова глибина підвіски насоса перевіряється на можливий вигин насосної установки, на кут відхилення осі свердловини від вертикалі, на темп набору кривизни, після чого вибирається уточнена глибина підвіски.
3. За обраної глибині підвіски, типорозміру обсадних і насосно-компресорних труб, а також по планованому дебіт, обводнення, газовим фактором, в'язкості і щільності пластової рідини і гирловим умов визначається реквізит натиск насоса.
5.По нової "нафтової" характеристиці насоса вибирається кількість робочих ступенів, які відповідають заданим параметрам - подачі і напору. За переліченим характеристикам визначається потужність насоса і вибирається приводний електродвигун, токонесущий кабель і наземне обладнання (трансформатор і станція управління).
6. По температурі пластової рідини на прийомі насоса, по потужності, ККД і тепловіддачі насоса і погружного електродвигуна визначається температура основних елементів насосної установки - обмотки електродвигуна, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабелю і т.д. Після розрахунку температур в характерних точках уточнюється виконання кабелю по теплостійкості (будівельної довжини і подовжувача), а також виконання ПЕД, його обмотувального дроту, ізоляції та олії гідрозахисту.
Якщо розрахункова температура буде вищою, ніж гранично допустима для застосовуваних в даному конкретному регіоні елементів насосних установок або замовлення високотемпературних дорогих вузлів УЕЦН неможливий, розрахунок необхідно провести для інших насосних установок (зі зміненими характеристиками насоса і двигуна, наприклад з більш високими ККД, з великим зовнішнім діаметром двигуна і т.д.).
7. Після остаточного підбору УЕЦН по величинам подачі, напору, температури і габаритним розмірам проводиться перевірка можливості використання обраної установки для освоєння нафтової свердловини після буріння або підземного ремонту. При цьому, як откачиваемой рідини для розрахунку приймається важка рідина глушіння або інша рідина (піна), яка використовується на даній свердловині. Розрахунок ведеться для змінених щільності і в'язкості, а також для інших залежностей тепловідведення від насоса і погружного електродвигуна до откачиваемой рідини. У багатьох випадках при зазначеному розрахунку визначається максимально можливий час невпинної роботи погружного агрегату при освоєнні свердловини до досягнення критичної температури на обмотках статора заглибного двигуна.
8.После закінчення підбору УЕЦН, установка при необхідності перевіряється на можливість роботи на пластової рідини, що містить механічні домішки або корозійно-активні елементи. При неможливості замовлення для даної конкретної свердловини спеціального виконання зносо або коррозіоностойкой насоса визначаються необхідні геолого-технічні та інженерні заходи, що дозволяють знизити вплив небажаних факторів.
Для проведення підбору УЕЦН необхідні такі вихідні дані:
газу в нормальних умовах;
2.Вязкості, м 2 / с:
3.Планіруемий дебіт свердловини, куб.м / добу.
4.Обводненность продукції пласта, частки одиниці.
5.Газовий фактор, куб.м / куб.м.
6.Об'емний коефіцієнт нафти, од.
7.Глубіна розташування пласта (отворів перфорації), м.
8.Пластовое тиск і тиск насичення, МПа.
9.Пластовая температура і температура градієнт, o С, o С / м.
10.Коеффіціент продуктивності, куб.м / МПа * добу.
11.Буферное тиск, МПа.
12.Геометріческіе розміри обсадної колони (зовнішній діаметр і товщина стінки), колони НКТ (зовнішній диамет і товщина стінки), насоса і погружного двигуна (зовнішній діаметр), мм.
Підбір установки ЕЦН ведеться в наступній послідовності:
1.Определяем щільність суміші на ділянці "забій свердловини - прийом насоса" з урахуванням спрощень:
де rн - щільність сепарований нафти, кг / куб.м
rв - щільність пластової води,
rг - щільність газу в стандартних умовах;
b- обводненість пластової рідини.
2.Определяем забійні тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:
де Рпл - пластовий тиск;
Q-задає дебіт свердловини;
Kпрод - коефіцієнт продуктивності свердловини.
3.Определяем глибину розташування динамічного рівня при заданому дебите рідини:
(При показнику ступеня в залежності розгазування пластової рідини m = 1,0).
де: Рнас - тиск насичення.
5.Определяем глибину підвіски насоса:
6.Определяем температуру пластової рідини на прийомі насоса:
де Tпл - пластова температура;
Gт - температурний градієнт.
7.Определяем об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос:
де: В -об'ємних коефіцієнт нафти при тиску насичення;
b - об'ємна обводненість продукції;
Pпр - тиск на вході в насос;
Pнас - тиск насичення.
8.Вичісляем дебіт рідини на вході в насос:
9.Определяем об'ємне кількість вільного газу на вході в насос:
Де G - газовий фактор.
11.Вичісляем витрата газу на вході в насос:
12.Вичісляем наведену швидкість газу в перерізі обсадної колони на вході в насос:
Де f cкв - площа перетину свердловини на прийомі насоса.
де Сп - швидкість спливання газових бульбашок, що залежить від обводнення продукції свердловини (Сп = 0,02 см / c при b <0,5 или Сп = 0,16 см/c при b> 0,5).
14.Определяем роботу газу на ділянці "забій-прийом насоса":
15.Определяем роботу газу на ділянці "нагнітання насоса - гирло свердловини":
16.Определяем потрібне тиск насоса:
де Lдін - глибина розташування динамічного рівня;
Рбуф - буферне тиск;
Pг1 -тиск роботи газу на участвке "забій-прийом насоса";
Pг2 -тиск роботи газу на ділянці "нагнітання насоса-гирлі свердловини".
17.По величиною подачі насоса на вході, потребному тиску (напору насоса) і внутрішньому діаметру обсадної колони вибираємо типорозмір погружного відцентрового насоса і визначаємо величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (подача, напір, ККД, потужність) і в режимі подачі, рівній "0" (натиск, потужність).
18.Определяем коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нефтеводогазовой суміші щодо водяній характеристики:
де n - ефективна в'язкість суміші;
QоВ - оптимальна подача насоса на воді.
19.Вичісляем коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в'язкості:
20.Вичісляем коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:
де fскв - площа кільця, утвореного внутрішньою стінкою обсадної колони і корпусом насоса.
21.Определяем відносну подачу рідини на вході в насос:
де QоB - подача в оптимальному режимі по "водяний" характеристики насоса.
22.Определяем відносну подачу на вході в насос у відповідній точці водяній характеристики насоса:
24.Определяем коефіцієнт зміни напору насоса через вплив в'язкості:
25.Определяем коефіцієнт зміни напору насоса з урахуванням впливу газу:
26.Определяем натиск насоса на воді при оптимальному режимі:
27.Вичісляем необхідне число ступенів насоса:
де hст - натиск одному щаблі обраного насоса.
Число Z округляється до більшого цілочисельного значення і порівнюється зі стандартним числом ступенів обраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступенів виявляється більше, ніж вказане в технічній документації на обраний типорозмір насоса, то необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з великим числом ступенів і повторити розрахунок, починаючи з п.17.
Якщо розрахункове число ступенів виявляється менше, ніж вказане в технічній характеристиці, але їх різниця складає не більше 5%, обраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число ступенів перевищує розрахункове на 10%, то необхідно рішення про розбиранні насоса і вилучення зайвих ступенів. Подальший розрахунок ведеться з п.18 для нових значень робочої характеристики.
28.Определяем ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу і режиму роботи:
де hоВ - максимальний ККД насоса на водяній характеристики.
29.Определяем потужність насоса:
30.Определяем потужність погружного двигуна:
31.Проверяем насос і погружной двигун на можливість відкачування важкої рідини (рідини глушіння) при освоєнні свердловини:
де rгл - щільність рідини глушіння.
Обчислюємо натиск насоса при освоєнні свердловини:
Величина НГЛ порівнюється з Н паспортної водяній характеристики.
Визначаємо потужність насоса при освоєнні свердловини:
Потужність, споживана занурювальним електродвигуном при освоєнні свердловини:
32. Перевіряємо установку на максимально-допустиму температуру на прийомі насоса:
де [T] - максимально-допустима температура откачиваемой рідини на прийомі насосу.
33.Проверяем установку на тепловідвід по мінімально допустимої швидкості охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки погружного агрегату і зовнішньою поверхнею погружного двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку откачиваемой рідини:
де F = 0,785 (D 2 - d 2) - площа кільцевого перерізу,
D-внутрішній діаметр обсадної колони,
d-зовнішній діаметр ПЕД.
Якщо швидкість потоку откачиваемой рідини W виявляється більше [W] (де [W] - мінімально допустима швидкість откачиваемой рідини), тепловий режим погружного двигуна вважається нормальним.
Якщо обраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при обраної глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на DL = 10 - 100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п.5. Величина DL залежить від наявності часу і можливостей обчислювальної техніки споживача.
Після визначення глибини підвіски насосного агрегату по інклінограмме перевіряється можливість установки насоса на обраної глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки і по максимальному куті відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину і найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких вимагає особливої обережності і малих швидкостей спуску при ПРС.
При використанні установок ЕЦН вони (УЕЦН) можуть працювати як в правій, так і в лівій частині робочої зони характеристики, тобто подача установки може бути більше, дорівнює або менше подачі в оптимальному режимі. При цьому установка буде мати різні показники роботи (ККД, споживану потужність, витрати на підйом тонни рідини і т.д.) і, що дуже важливо, різні умови роботи основних вузлів і деталей установок.
Так, при роботі в лівій частині робочої зони характеристики (при подачі менше, ніж Qоптімальная) при зменшенні ККД і зменшення швидкості омивання погружного агрегату откачиваемой рідиною, може статися перегрів установки або кабелю і їх вихід з ладу. Також при цьому режимі збільшується натиск кожного ступеня і насоса в цілому, що призводить до збільшення питомих навантажень на опори осьових підшипників як самого робочого колеса, так і ввего ротора насоса в цілому. Однак для «тихохідних» відцентрових насосів при таких режимах зменшується споживана потужність насоса. Робота в правій частині робочої характеристики збільшує швидкість руху откачиваемой рідини в кільцевому просторі «ПЕД - обсадна колона», що покращує умови охолодження погружного агрегату. Також зменшується напір насоса і кожного ступеня, що призводить до значної розвантаженні осьових опор насоса.