Методика подбора уэцн для скважин. Определение необходимого напора эцн Методика и порядок подбора электроцентробежного насоса скважины

Показатель

Группа установки

Поперечный размер установки,мм

Внутренний диаметр эксплуатационной

колонны,мм

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Сахалинский государственный университет"

Технический нефтегазовый институт

Кафедра нефтегазового дела

Курсовая работа

Расчет установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

Ларионов Д.Ф.

Научный руководитель

Новиков Д.Г.

Южно-Сахалинск 2015

Введение

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

3 Газосепаратор

1.4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

5 Телеметрическая система (ТМС)

1.6 Клапан сливной и клапан обратный

8 Станция управления и трансформатор

Глава 2. Расчетная часть

1 Исходные данные для расчета установки электроцентробежного насоса для скважины №96 месторождения Одопту-Суша

2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

Заключение

Список используемых источников

Введение

Эксплуатация скважин установками погружных центробежных насосов (УЭЦН) является в настоящее время основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность около двух третей от общей годовой добычи нефти в нашей стране.

Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу динамических лопастных насосов, характеризующихся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м 3 /сутки и более, напор - до 3500 м. В области подач свыше 80 м 3 /сут ЭЦН имеет самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м 3 /сут КПД насоса превышает 40%.

Подбор УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

Одно из важнейших условий эффективного использования УЭЦН - это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

Глава 1. Установки электроцентробежных насосов

1 Общая схема установки погружного электроцентробежного насоса

На сегодняшний день предложено большое число различных схем и модификаций установок ЭЦН. На рисунке 1 приведена одна из схем оборудования добывающей скважины установкой погружного центробежного электронасоса.

Рисунок 1 - Схема установки погружного центробежного насоса в скважине

Погружной электродвигатель (ПЭД) 2, протектор 3, приёмная сетка 4 с газосепаратором 5, насос 6, ловильная головка 7, обратный клапан насосный 8, спускной клапан 9, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 10, колено 11, выкидная линия 12, обратный клапан устьевой 13, манометры 14 и 16, устьевая арматура 15, кабельная линия 17, соединительный вентиляционный ящик 18, станция управления 19, трансформатор 20, динамический уровень жидкости в скважине 21, пояса 22 для крепления кабельной линии к НКТ и насосному агрегату и эксплуатационная колонна скважины 23.

При работе установки насос 6 откачивает жидкость из скважины на поверхность по насосно-компрессорным трубам 10. Насос 6 приводится в действие погружным электродвигателем 2, электроэнергия к которому подводится с поверхности по кабелю 17. Охлаждение двигателя 2 производится потоком скважинной продукции. Наземное электрооборудование - станция управления 19 с трансформатором 20 - предназначено для преобразования напряжения промысловой электросети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель 2 с учётом потерь в кабеле 17, а также для управления работой погружной установки и её защиты при аномальных режимах.

Допустимое по отечественным техническим условиям максимальное содержание свободного газа на входе в насос составляет 25%. При наличии газосепаратора на приёме ЭЦН допустимое газосодержание увеличивается до 55%. Зарубежные фирмы-производители УЭЦН рекомендуют применять газосепараторы во всех случаях, когда входное газосодержание составляет более 10%.

2 Электроцентробежный насос (ЭЦН)

Модуль-секция насоса (рисунок 2) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес - 3 и направляющих аппаратов - 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.

Рисунок 2 - Схема модуля-секции насоса

Корпус; 2 - вал; 3 - колесо рабочее; 4 - аппарат направляющий;

Подшипник верхний; 6 - подшипник нижний; 7 - опора осевая верхняя; 8 - головка; 9 - основание; 10 - ребро; 11, 12, 13 - кольца резиновые.

Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм.

Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рисунок 2) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа "нирезист".

Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку "НЖ" для насосов повышенной коррозионной стойкости - из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку "М".

Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы. Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратора), вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.

3 Газосепаратор

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25% (до 55%) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный - газосепаратор (рисунок 3).

Рисунок 3 -схема узла газосепаратора

Головка; 2 - переводник; 3 - сепаратор; 4 - корпус; 5 - вал; 6 - решетка; 7 - направляющий аппарат; 8 - рабочее колесо; 9 - шнек; 10 - подшипник; 11 - основание.

Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ - в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии: модульный насосный-газосепаратор (МНГ) имеют предельную подачу 250¸ 500 м 3 /сут., коэффициент сепарации 90%, массу от 26 до 42 кг.

4 Гидрозащита и погружной электродвигатель (ПЭД)

Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рисунок 4) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530-2300 В, номинальный ток 26-122.5А.

Рисунок 4 - Схема узла электродвигателя серии ПЭДУ

Подпятник; 6 - крышка кабельного ввода; 7 - пробка; 8 - колодка кабельного ввода; 9 - ротор; 10 - статор; 11 - фильтр; 12 - основание.

Гидрозащита (рисунок 5) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.

Рисунок 5 - Схема узла гидрозащиты:

а - открытого типа; б - закрытого типа. А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - торцевое уплотнение; 3 - верхний ниппель; 4 - корпус; 5 - средний ниппель;6 - вал; 7 - нижний ниппель; 8 - основание; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма.

Первый: состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого типа) из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см 3 , не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя - маслом, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

Второй: состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого типа), в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Третий: гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125¸ 250 кВт, масса 53¸ 59 кг.

5 Телеметрическая система (ТМС)

Телеметрическая система (ТМС) предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН (давление, температура, вибрация) и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде герметичного цилиндрического контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания погружного датчика (ПД) используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

6 Клапан сливной и клапан обратный

Сливной клапан (рисунок 7) предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме УЭЦН из скважины.

Сливной клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3.

Перед подъемом УЭЦН из скважины конец штуцера, находящийся во внутренней полости клапана, сбивается (обламывается) сбрасыванием в скважину специального инструмента и жидкость из колонны НКТ вытекает через отверстие в штуцере в за трубное пространство.

Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.

На период транспортировки сливной клапан закрывают крышками 4, 5.

Рисунок 7 - Схема узла клапан сливной

Корпус; 2 - штуцер; 3 - резиновое кольцо; 4,5 - крышки.

Клапан обратный.

Обратный клапан (рисунок 8) предназначен для предотвращения обратного (турбинного) вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.

Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.

Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки обратный клапан закрывают крышками 5 и 6.

Рисунок 8 - Схема узла клапан обратный

7 Кабель

Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого (рисунок 9а) (ПКБК) кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый или плоского - кабель полиэтиленовый бронированный плоский (КПБП) (рисунок 9б), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).

Рисунок 9 - Кабели

а - круглый, б - плоский.

Жила, 2 - изоляция, 3 - оболочка, 4 - подушка, 5 - броня.

Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля - уложены параллельно в один ряд.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160˚С.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000¸ 1800 м.

1.8 Станция управления и трансформатор

Комплектные устройства станции управления и трансформатора обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10% или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).

Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов (КТППН) предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16¸ 125 кВт включительно.

Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.

Глава 2. Расчетная часть

При проведении подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

Плотность, кг/м 3:

сепарированной нефти -850

газа в нормальных условиях -1

Коэффициент вязкости, м 2 /с∙10-5

нефти - 5,1

Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки - 120

Обводненность продукции пласта, доли единицы - 0,5

Газовый фактор, м 3 /м 3 - 42

Объемный коэффициент нефти, ед. - 1,23

Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м - 2250

Пластовое давление МПа - 11,2

Давление насыщения, МПа - 5

Пластовая температура и температурный градиент, ºС - 50, 0,02

Коэффициент продуктивности, м 3 /МПа - 21

Буферное (затрубное) давление, МПа - 1,1/1,1

Размеры обсадной колонны, мм - 130

Эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5-4,1

2.2 Подбор оборудования и выбор узлов установки ЭНЦ

Подбор установки УЭЦН ведется в следующей последовательности:

Определяется плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

Рсм = (1- Г) + рг Г, (3.1)

где ρи - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м;

ρв - плотность пластовой воды;

ρг - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;- обводненность пластовой жидкости.

ρсм = ·(1-0,18)+1·0,18=771 кг/м 3

Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл-Q / Kпрод, (3.2)

где Рпл - пластовое давление, МПа;- заданный дебит скважины, м 3 /сут;

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /МПа.

Рзаб = 11,2-120/21=5.49 МПа=5,5·106 Па

Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

НДИН = Lскв - Рзаб / Рсм g. (3.3)

где: Lскв - глубина расположения пласта, м

Ндин = 2250-5,5·106/771·9,8=1523 м

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

Рпр = (1 - Г) Р НАС, (3.4)

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас - давление насыщения, МПа.

Рпр = (1-0,15)·5=4.25 МПа=4,25·106 Па

Определяется глубина подвески насоса:

HДИН + Рпр / Рсм g (3.5)

электроцентробежный насос скважина погружной

L = 1523+4,25·106/771·9,8=1124 м

Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Тпл - пластовая температура, °С; Gт - температурный градиент, °С/1м.

Т = 50-(2250-1124)·0,02=27,5°С

Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;- объемная обводненность продукции;

Рпр - давление на входе в насос, МПа;

Рнас - давление насыщения, МПа.

В*=0,5+(1-0,5)=1,1

Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

(3.8)

пр = 120·1,1=132 м 3 /сут=0,0015 м 3 /с

Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G - газовый фактор, м 3 /м 3 .пр = 42·=6,3 м 3 /м 3

Определяется газосодержание на входе в насос:

βвх = 1 / [(1+4,25/5) /1,1) / 6,3+1]=0,8

Вычисляется расход газа на входе в насос:

г.пр.с =132·0,8/(1-0,8)=528 м 3 /с

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

(3.12)

где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

скв = π·d2/4,

где: d - диаметр обсадной колонны, мскв = 3,14·0,132/4=0,013 м 2

С = 528/0,013=40615 м/сут=0,47 м/с

Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

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

φ = 0,8/=0,8

Определяется работа газа на участке "забой - прием насоса":

Рг1 = 5[-1]=2,35 МПа

Определяется работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

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

В*буф=0,5+(1-0,5)=1,05

βбуф = 1/[((1+4,25/5)/1,05)/32,8+1]=0,95

φбуф = 0,95/=0,95

Рг2 = 5[-1]=3 МПа

Определяется потребное давление насоса:

где Ндин - глубина расположения динамического уровня;

Р6уф - буферное давление;

Рг1 - давление работы газа на участке "забой - прием насоса";

Рг2 - давление работы газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины".

По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбирается типоразмер погружного центробежного насоса. [Рисунок 10 Характеристики центробежных насосов, параметры насосов типа ЭЦНА, ЭЦНАК ТУ 3631-025-21945400-97].

Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "О" (напор, мощность).ов=165 м 3 /сут=0,0019м 3 /с,

Нов=475 м, ηов=0,60, Nов=15кВт

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

где ν - эффективная вязкость смеси, м 2 /с*10-5; QoB - оптимальная подача насоса на воде (рисунок 10), м 3 /с.

КQν =1-4,95·0,0000410,85·0,0019-0,57=0,967

Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

Кην = 1-1,95·0,0000410,4/0,00190,28=0,8

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

где fскв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса, м 2 .

скв.к = fскв +fн,

где: fн - площадь сечения насоса, м 2 .

н =π·d2н/4,

где: dн - диаметр насоса, (Справочник по добыче нефти Андреев В.В. Уразаков К.Р., глава 6 Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми насосами. Установки погружных центробежных насосов, таблица 1), м.н = 3,14·0,1242/4=0,012 м 2 скв.к =0,013-0,012=0,001 м 2

Кс = 1/=0,1

Таблица 1 - Установки погружных центробежных насосов

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

(3.20)

где QoB - подача в оптимальном режиме по "водяной" характеристики насоса, м 3 /с.= 0,0015/0,0019=0,78

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

(3.21)

пр = 0,0015/0,0019·0,967=0,82

Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

. (3.22)

βпр =0,8·(1-0,1)=0,72

Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

KHv = 1-(1,07·0,0000410,6·0,82/0,00190,57)=1

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

Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

А = 1/=0,032

К = [(1-0,8)/(0,85-0,31·0,82)0,032]=0,2

Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

(3.25)

Н = 8,4·106/771·9,8·0,2·1=5559 м

Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

H/hcT (3.26)

где hc - напор одной ступени выбранного насоса.с =Hтабл/100,

где: Hтабл - напор (рисунок 10), м.ст =1835/100=18,35 м=5595/18,35=304

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 повтоить 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. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании. Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей характеристики.

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

(3.27)

где ηоВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

η = 0,967·1·0,6=0,58

29. Определяется мощность насоса:

8,4·106·0,0019/0,58=27517 Вт=27,5 кВт

Определяется мощность погружного двигателя:

(3.29)

где: ηПЭД - КПД погружного электродвигателяПЭД = 27,5/0,54=51 кВт

Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

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

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

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

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

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

где ρгл - плотность жидкости глушения, (920 кг/м 3).

Ргл = 920·9,8·2250+1,1·106+5,5·106-11,2·106=14,7 МПа

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

(3.31)

Нгл = 14,7·106/920·9,8=1630 м

Нгл>Н; 1630>475

Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

(3.32)

гл =14,7·106·0,0019/0,58=48155 Вт=48,15 кВт

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

(3.33)

ПЭД.гл = 48,15/0,54=90 кВт

Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

°С>27,5°С

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

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

где - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; d - внешний диаметр ПЭД.= 0,785·(0,132-0,1162)=0,0027м 2 = 0,0019/0,0027=0,7 м/с

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

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

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме 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.

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

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

где b2, с2 и d2 - расчетные коэффициенты; Nн и ηд.н - номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле:

где b3 и с3 - конструктивные коэффициенты.

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

где b5 - коэффициент .

(3.41)

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

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

Проверка параметров кабеля и НКТ

При проверке выбранного ранее кабеля необходимо учитывать в основном три фактора: 1) потери энергии в кабеле; 2) снижение напряжения в нем при запуске установки; 3) габарит кабеля.

Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:

где I - сила тока двигателя; Lкаб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); Rо - активное сопротивление 1 м длины кабеля,каб = L+50.каб = 1124+ 50=1174 м

где ρ20 - удельное сопротивление жилы кабеля при 20°С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм 2 /м; q - площадь сечения жилы кабеля, мм 2 ; α - температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; tкаб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.о = (·(1,31)·0,0195/50)10=0,53 Ом/км

∆Nкаб = 3·37,5·0,53·1174·10-3=70 кВт

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить экономическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и меньшими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6-10% от общей мощности, потребляемой установкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4-5 раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо проверять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости.

где Хо - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм 2 равно 0,1·103 Ом/м; cos φ и sin φ - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86-0,9.

∆Uпуск = ·(0,53·0,86+0,1·0,6)·65·1174/100=638 В

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (3.45).

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 5-6% полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости

где: λ - коэффициент Дарси,

λ = 0,021/d0,3н

где: dн - диаметр насоса (Каталог Установки погружных центробежных насосов для нефтяной промышленности = 0,124 мм), мм.

λ = 0,021/0,1240,3=0,04

λ = 0,021/0,1160,3=0,07

∆Р =771·0,04·(1174·(4,1∙10-5)2/2·0,130)=0,00024 Па

При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата).

Проверка габаритов проводится согласно указаниям следующего раздела данного параграфа.

3 Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины.

Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3-10 мм. При значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увеличенный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования.

Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель.

Такая муфта обычно расположена в 10-20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает допустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40-50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ - погружной агрегат) без существенного увеличения потерь напора в трубах.

Последнее сечение - диаметральное сечение самого агрегата (Da) без муфты, труб и круглого кабеля.

Если габариты оборудования неприемлемы в первом и последнем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.

4 Проверка параметров трансформатора и станции управления

Трансформатор проверяется на возможность поднять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двигателем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме двигателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.

Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости, но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВт·А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ·А).

При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и некоторые другие условия.

КПД поверхностного оборудования для расчетов можно принимать равным примерно 0,98.

Глава 3. Техника безопасности

1 Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов

При монтаже и эксплуатации установок ЭЦН должны строго соблюдаться правила безопасности в нефтяной промышленности, правила устроиства, правила технической эксплуатации и правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями. Кроме того, практически во всех нефтяных компаниях разработаны либо Стандарты предприятия, либо Регламенты на проведение основных работ с установками ЭЦН.

Все работы с электрооборудованием установки производится двумя работниками, причем один из них должен иметь квалификацию электрика не ниже 3 группы.

Включение и выключение установки нажатием кнопки или поворотом выключателя, расположенной на наружной стороне двери станции управления, выполняются персоналом, имеющим квалификацию не ниже 1 группы и прошедшим специальный инструктаж.

Оборудование установки ЭЦН монтируется согласно руководству по эксплуатации.

Кабель от станции управления до устья скважины прокладывается на металлических стойках на высоте от земли 0,5 м. Этот кабель должен иметь на своей длине открытое соединение с тем, газ из скважины не мог проходить по кабелю (например по скрутке проволок в жиле) в помещении станции управления. Для этого делается металлическая коробка, в которой размещено соединение жил кабеля, исключающее перемещение газа к станции управления.

Все наземное оборудование установки надежно заземляется.

Сопротивление контура заземления должно быть не более 4 Ом.

При спуско-подъемных работах скорость движения труб с кабелем не должен быть более 0,25 м/с. Для намотки и смотки кабеля с барабана используются установки УПК с дистанционным управлением приводом механизированного барабана.

При работах по погрузке и разгрузке оборудование установок ЭЦН с транспортных средств необходимо соблюдать правила безопасности при такелажных работах. В частности, нельзя быть на пути кабельного барабана, спускаемого лебедкой с откосов машины или саней. Нельзя находиться и сзади него. Все погрузочные и разгрузочные устройства должны подвергаться переодическим испытаниям и не реже чем раз в 3 месяца осматриваться и регулироваться.

На транспортировочном агрегате все части установки ЭЦН должны быть надежно закреплены. Насосы, гидрозащита и электродвигатель закрепляются скобами и винтами, трансформатор, станция управления - цепями, а барабан - за свою ось четырьмя винтовыми растяжками.

Заключение

При добычи нефти на месторождениях, в процессе эксплуатации скважин, непрерывно собирается информация, используемая в контроле над разработкой, она обрабатывается, анализируется и используется для разработки геолого-технических мероприятий.

Подбором УЭЦН обычно называют выбор таких типоразмеров насоса, погружного электродвигателя с протектором, электрокабеля, автотрансформатора или трансформатора, диаметра НКТ и глубины спуска насоса в скважину, сочетание которых на установившемся режиме обеспечивает заданный отбор жидкости при наименьших затратах.

Главным направлением ГТМ, является увеличение продуктивности добывающих скважин и оптимизацию их режимов. В этом случае необходимо производить оптимальный подбор основного подземного оборудования. Оптимальный подбор означает такое соответствие характеристик скважины и подземного оборудования, при котором затраты электроэнергии на подъём скважинной жидкости к устью сведены к минимуму.

Для качественного подбора оборудования и определении режима работы скважины необходимо:

производить очистку забоя при каждом ТРС;

использовать проверенные результаты гидродинамических исследований скважин;

применять современные установки и технологии по извлечению запасов углеводородного сырья:

тщательно изучать данные по геофизическим исследованиям скважин с целью точного определения залегания продуктивных пластов.

Список используемых источников

1. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 с.

Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. Часть 1. М.: Нефть и газ, 2002. - 768 с.

Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000. - 374 с.

5. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: Ил.

Нефтепромысловое оборудование: Справочник / Под ред. И. Бухаленко. 2-е изд., перераб. и доп. - М., Недра, 1990.

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

Минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

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

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

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

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

2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам.

Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН.

Основной принцип подбора УЭЦН к нефтяной скважине состоит в обеспечении нормированного дебита скважины с минимальными затратами, учитывающими и капитальные и эксплуатационные расходы и надёжность оборудования.

При создании настоящей методики был изучен и по возможности использован опыт, накопленный нефтяниками в течение многолетней эксплуатации электронасосов. Был выполнен ряд оригинальных исследований, позволивших в итоге дать аналитическое описание системы «скважина-насос - лифт-жидкость».

Учёт надёжности производится по рассчитываемой температуре ПЭД. Таким образом безусловно целесообразным вариантом выбора насоса является тот, для которого газосодержание велико, а затраты и температура ПЭД малы.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отдать предпочтение варианту с большими затратами, но с меньшей температурой ПЭД, что в итоге может дать снижение затрат из-за резкого повышения надёжности установки.

Выбранный типоразмер насоса должен отвечать условиям освоения скважины, заглушенной водой. Это условие определяется необходимым для возбуждения скважины снижением уровня воды и напором, который может развить насос при минимальной необходимой для освоения скважины и охлаждения электродвигателя при отборе жидкости.

Очевидно, напор потребный для освоения скважины превысит напор в установившемся режиме работы скважины, особенно при откачке безводной газированной нефти. Совпадение установившегося режима работы скважины с оптимальным режимом насоса обеспечивает максимальный к.п.д. насоса. Совпадение оптимального режима насоса с режимом освоения приводит к смещению установившегося режима вправо от оптимума и к снижению к.п.д. насоса.

Для применяемого ряда типоразмера насосов отношение максимального напора к оптимальному на воде находится в пределах 1,2ч1,5.

Где - необходимое для освоения снижение уровня воды в скважине от устья; - глубина фильтра; - пластовое давление; - минимально необходимая депрессия на пласт, обеспечивающая освоение скважины; - давление на буфере скважины; к - коэффициент зависящий от конкретного типоразмера ()

При применении пакеров-отсекателей, исключающих глушение скважины водой, указанное ограничение может быть снято.

Все необходимые исходные характеристики жидкости, скважины, лифта, насоса и системы сбора представлены в таблице 10.1, Характеристики насосов даны в таблице 10.2.

1. Определить удельный вес пластовой жидкости

где - удельный вес сепарированной нефти, т/м3; - удельный вес газа, т/м3; - пластовый газовый фактор, м3/м3; - удельный вес воды, т/м3; - обводнённость объёмная; д.ед.; - объёмный коэффициент нефти

2. Определить забойное давление

где - пластовое давление, атм; - дебит жидкости проектный, м3/сут; - коэффициент продуктивности, м3/сут;

3. Определить работу газа в лифте

где - диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм; - буферное давление, атм.

4. Определить давление, развиваемое насосом

где - глубина пласта, м; - буферное давление, атм;- работа газа в НКТ, м3/м2;

5. Определить коэффициент давления

где - поправочный коэффициент, учитывающий изменение коэффициента давления от числа ступеней Z.

- оптимальное давление на воде подбираемого насоса, кг/см2;
6. Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях мерника

где -оптимальная подача на воде подбираемого насоса, м3/сут;

7. Для заданной обводнённости b=0,8 по относительной подаче, полученной в пункте 6, и по коэффициенту давления, рассчитанному в пункте 6 определяем газосодержание на входе в насос.
* Величина должна лежать при заданном значении коэффициента подачи в пределах поля, соответствующего подаче по воде в диапазоне 0,7ч1,2 (от оптимальной).

При отсутствии решения в этой области допускается принимать значения коэффициента подачи, дающие величину коэффициента давления в области ограниченной пунктирными линиями, соответствующей подаче на воде в диапазоне 0,5ч1,4 (от оптимальной)

Находим значение газосодержания равным 0,07.

8. Определить коэффициент М, учитывающий изменение газосодержания с обводнённостью.
9. Найти величину коэффициента из выражения:

где - давление насыщения, атм; - атмосферное давление, атм;

Решая данное уравнение, находим равным 0,441.

10. Определить давление на входе в насос
11. Определить подвеску насоса, исходя из условия отсутствия «водяной подушки» на забое

где - давление на входе в насос, атм

Исходя из расчетов я выбираю УЭЦН5-130-600,так как он является оптимальным для месторождения Узень.

Таблица 10.1 - Исходные данные для подбора ЭЦН

	Замеренные и отчётные данные	Обозначение	Размерность	Значение
	Удельный вес сепарированной нефти
	Вязкость нефти в пласте
	Обводнённость объёмная
	Газовый фактор
	Удельный вес воды
	Объёмный коэффициент нефти
	Давление насыщения
	Пластовое давление
	Глубина пласта (для вертикальных скважин глубина фильтра)
	Коэффициент продуктивности
	Буферное давление
	Дебит жидкости проектный
	Диаметр лифта
	Температура пласта
	Удельный вес газа
Тип насоса ЭЦН
	Подача на оптимальном режиме на воде
	Давление на оптимальном режиме на воде
	Число ступеней

Таблица 10.2 - Характеристики насосов

Типоразмер	Число ступе-ней	Подача воды на оптималь-ном режиме	Давление на оптимальном режиме







ЭЦН5-130-1200
2ЭЦН5-130-1200
ЭЦН5А-160-1100


ЭЦН5А-360-600

1ЭЦН6-100-900рх
ЭЦН6-100-1500

ЭЦН6-160-1100
1ЭЦН6-160-1450

2ЭЦН6-250-1050рх
ЭЦН6-250-1400

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

Основными среди этих допущений являются:

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

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

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

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

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

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

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

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1. Плотности, кг/м 3:

Сепарированной нефти;

Газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м 2 /с (или Па·с):

3. Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки.

4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5. Газовый фактор, м 3 /м 3 .

6. Объемный коэффициент нефти, ед.

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

8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

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

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

11. Буферное давление, МПа.

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

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности;

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

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

ρ в - плотность пластовой воды,

ρ г - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;

b - обводненность пластовой жидкости,

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

где Р пл - пластовое давление;

Q - заданный дебит скважины;

К прод - коэффициентпродуктивности скважины.

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

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

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

где: Р нас - давление насыщения.

5. Определяется глубина подвески насоса:

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

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

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

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

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

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

где G - газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

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

где f скв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

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

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

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

где ;

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

16. Определяется потребное давление насоса:

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

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

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

где ν - эффективная вязкость смеси;

Q oB - оптимальная подача насоса на воде.

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

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

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

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

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

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

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

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

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

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

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

где .

26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:

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

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

где h ст - напор одной ступени выбранного насоса.

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

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

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

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

где η оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

30. Определяется мощность погружного двигателя:

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

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

где ρ гл - плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

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

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

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

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

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

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

D - внутренний диаметр обсадной колонны;

d - внешний диаметр ПЭД.

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

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

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

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

, (5.1)

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

. (5.2)

где b 3 и с 3 - конструктивные коэффициенты .

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

где b 5 - коэффициент (см. прил. 3 ).

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

(5.6)

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

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

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

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

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

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

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине.

Общая методика подбора УЭЦН при существующих допущениях выглядит следующим образом:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1.Плотности, кг/куб.м:

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2.Вязкости, м 2 / с:

3.Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки.

4.Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5.Газовый фактор, куб.м/куб.м.

6.Объемный коэффициент нефти, ед.

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

8.Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

9.Пластовая температура и температурый градиент, o С, o С/м.

10.Коэффициент продуктивности, куб.м/ МПа*сутки.

11.Буферное давление, МПа.

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

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1.Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

r см = ( (1-Г) + r г Г

где r н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

r в - плотность пластовой воды,

r г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

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

Р заб = Р пл - Q / K прод

где Р пл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

K прод - коэффициент продуктивности скважины.

3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Н дин = L скв - P заб * Q / r см g

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

Р пр = (1 – Г) Р нас

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

где: Р нас - давление насыщения.

5.Определяем глубину подвески насоса:

L = Н дин + P пр / r см g

6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = T пл – (L скв - L) * G т ;

где T пл - пластовая температура;

G т - температурный градиент.

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

B * = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) ÖP пр / P нас

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

P пр - давление на входе в насос;

P нас - давление насыщения.

8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

Q пр = Q * B *

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

G пр = G [ 1- (P пр / Р нас)],

Где G - газовый фактор.

10.Определяем газосодержание на входе в насос:

b вх = 1 / [((1 + Р пр) В*) / G пр ] + 1

11.Вычисляем расход газа на входе в насос:

Q г.пр.с = Q пр b вх / (1 -b вх)

12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

C = Q г.пр.с / f cкв

Где f cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

j = b вх / [ 1 + (C п / C) b пр ]

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

14.Определяем работу газа на участке "забой-прием насоса":

P г1 = P нас { [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 }

15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

P г2 = P нас * b буф { [ 1 / (1 - 0,4 j буф)] - 1 },

где b буф = 1 / [((1 + Р буф) В буф *) /G буф ] + 1;

j буф = b буф / [ 1 + (C п / C) b буф ]

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

16.Определяем потребное давление насоса:

Р = r g L дин + Р буф - P г1 - P г2

где L дин - глубина расположения динамического уровня;

Р буф - буферное давление;

P г1 -давление работы газа на участвке "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 насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной "0" (напор, мощность).

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

K Q n = 1 - 4,95 n 0.85 Q оВ -0.57

где n - эффективная вязкость смеси;

Q оВ - оптимальная подача насоса на воде.

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

K h n = 1 - 1.95 n 0.4 / Q оВ 0.27

20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

K c = 1 / ,

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

21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:

q = Q ж.пр / Q о B

где Q о B – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса.

22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

q пр = Q ж.пр / Q о B K Q n

23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

b пр = b вх (1 - К с)

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

К Н n = 1 - (1.07n 0.6 q пр / Q о B 0.57)

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

К = [ (1 - b) / (0.85 - 0.31 q пр) A ]

где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 q пр + (6.8 q пр) 2 ]

26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

Н = Р / r g К К Н n

27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:

Z = H / h ст,

где h ст - напор одной ступени выбранного насоса.

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

h = 0.8 К h n К h q h оВ

где h оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29.Определяем мощность насоса:

30.Определяем мощность погружного двигателя:

N ПЭД = N / h ПЭД

31.Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:

Р гл = r гл g L + Р буф + Р заб - P пл

где r гл - плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Н гл = Р гл / r гл g

Величина Н гл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики.

Определяем мощность насоса при освоении скважины:

N гл = P гл Q / h

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

N ПЭД. гл = N гл / h ПЭД

32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:

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

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.