Определение необходимого напора эцн. Экспресс-методика подбора эцн к нефтедобывающей скважине Как рассчитать подъем нефти из скважины эцн

Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q-H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q Ж (м 3 /сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид

Где Н скв - потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины - прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса - устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины - групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Н нас - напор, развиваемый погружным насосом, м; Q Ж - дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м 3 /сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n 0 = 100, t = 200 °С, p в = 1000 кг/м 3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H Н = h - bQ 2 или H Н = h + aQ - bQ 2 ,

используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:

Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:

где Н верт дин - динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h TP - потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; - средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м 3 ; h СЕП - потери напора в сепарационной емкости, м; Н Ã - напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р У - давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p в = 1000 кг/м 3 и вязкостью 1 мПа.с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:

Здесь n - количество ступеней насоса; - средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м 3 ; - гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с 2 /м 5 ; - глубина пласта по вертикали, м; - пластовое давление, Па; K ПР - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /с.Па; - давление на устье скважины, Па; PСЕП - давление в сепараторе, Па; - плотность флюида на устье скважины, кг/м 3 ; g=9,81- ускорение свободного падения, м/с 2 .
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).

Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней

Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.

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

Основными среди этих допущений являются:

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

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

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

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

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

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

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

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие ис­ходные дан­ные:

1. Плотности, кг/м 3:

Сепарированной нефти;

Газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м 2 /с (или Па·с):

3. Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки.

4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5. Газовый фактор, м 3 /м 3 .

6. Объемный коэффициент нефти, ед.

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

8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

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

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

11. Буферное давление, МПа.

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

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последователь­ности;

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

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

ρ в - плотность пластовой воды,

ρ г - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;

b - обводненность пластовой жидкости,

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

,

где Р пл - пластовое давление;

Q - заданный дебит скважины;

К прод - коэффициентпродуктивности скважины.

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

.

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

,

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

где: Р нас - давление насыщения.

5. Определяется глубина подвески насоса:

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

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

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

,

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

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

.

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

,

где G - газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

.

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

.

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

где f скв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

,

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

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

.

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

,

где ;

.

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

16. Определяется потребное давление насоса:

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

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

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

где ν - эффективная вязкость смеси;

Q oB - оптимальная подача насоса на воде.

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

.

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

,

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

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

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

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

.

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.

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

.

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

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

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

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

,

где .

26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном ре­жиме:

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

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

где h ст - напор одной ступени выбранного насоса.

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

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

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

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

,

где η оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

30. Определяется мощность погружного двигателя:

.

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жид­кости.

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

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

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

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

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

где ρ гл - плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

.

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

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении сква­жины:

.

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

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

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

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

D - внутренний диаметр обсадной колонны;

d - внешний диаметр ПЭД.

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

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

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

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

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

, (5.1)

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

. (5.2)

где b 3 и с 3 - конструктивные коэффициенты .

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

где b 5 - коэффициент (см. прил. 3 ).

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

(5.6)

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

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

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.

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, 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.

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 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.

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

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

28.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.

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной 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 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.

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, 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.

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 коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
• 2. Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН к скважине.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, 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/куб.м:

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2. Вязкости, м2 / 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, С, 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:

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

в - плотность пластовой воды,

г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

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

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод

где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

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

Ндин = Lскв - Pзаб / 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):

Рпр = (1 - Г) Рнас

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

где: Рнас - давление насыщения.

5. Определяем глубину подвески насоса:

L = Ндин + Pпр / см g

6. Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = Tпл - (Lскв - L) * Gт;

где Tпл - пластовая температура;

Gт - температурный градиент.

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

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос;

Pнас - давление насыщения.

8. Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

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

Gпр = G [ 1- (Pпр / ...

где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

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

После определения глубины подвески насосного агрегата по 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.

Таблица 2.1 Исходные данные

	Наименование величины	Размерность	Значение величины	Примечание
	Плотности воды
	Плотность нефти
	Плотность газа
	Коэффициент кинематической вязкости нефти
	Коэффициент кинематической вязкости воды
	Планируемый дебит скважины	куб.м/сутки
	Обводненность продукции пласта
	Газовый фактор	куб.м/куб.м
	Объемный коэффициент нефти
	Глубина расположения пласта (отверстий перфорации)
	Пластовое давление
	Давление насыщения
	Пластовая температура
	Температурый градиент
	Коэффициент продуктивности
	Буферное давление
	Наружный диаметр обсадной колонны
	Толщина стенки обсадной колонны

Таблица 2.2 Расчеты

	Определяемая величина	Расчетная формула	Численные значения	Результат
	Плотность смеси на участке «забой-прием насоса», кг/куб.м	см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г	(1-0.15) + 1.05*0.15
	Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, МПа	Рзаб = Рпл - Q / Kпрод
	Глубина расположения динамического уровня, м	Ндин = Lскв - - Pзаб / см g	1890 - 10,9*106/ 826,4*9,81
	Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа	Р пр = (1 - Г) Рнас
	Глубина подвески насоса, м	L = Ндин + Pпр / см g	545,5 + 7,05*106 / 826,4*9,81
	Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С	T = Tпл - - (Lскв - L) * Gт;	97 - (1890 - 1414,1) * 0,02
	Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос	B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Pпр / Pнас	0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *7,06/8,3]
	Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут
	Объемное количество свободного газа на входе в насос, куб.м	Gпр = G*(1-b)* * ,	62(1-0.7)
		вх = 1 / [((1 + Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]	1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]
	Расход газа на входе в насос	Qг.пр = (1-b)*Qпр вх / (1 -вх)	(1-0,7)* 95,128*0,111 / (1-0,111)
	Приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос,см/с	C = Qг.пр.с / f cкв	3,56/24*60*60* 0,785*(0,1282 - 0,0962)
	Истинное газосодержание на входе в насос	Вх / [ 1 + (Cп / C) вх ]	0,111 /
	Работа газа на участке "забой-прием насоса,МПа	Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 }	8,3 { -1}
	Работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины,МПа	Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 },	8,3 {-1}
	Потребное давление насоса, МПа	Р = g Lдин + Рбуф - - Pг1- Pг2	826,4*9,81*545,5 +1,4*106 - 0,373- - 0,41
	Выбор насосной установки по величине планируемого дебита и потребного давления	По каталогу выбираем установку УЭЦН5- 80-900; QоВ = 86куб.м/ сут
	Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики	KQ = 1 - -4,95 0.85 * QоВ -0.57	1 - 4,95*0,08 0.85 * 86 -0.57
	Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости	K = 1 - - 1.95 0.4 / QоВ 0.27	1 - 1,95*0,08 0.4 / 86 0.27
	Коэффициент сепарации газа на входе в насос	Kc = 1 / ,	где А = 1 / [ 15.4 - -19.2 qпр + (6.8 qпр)2 ]	A=1 / K=[ (1 - 0,06) /(0.85 - - 0,31*1,595)0,018]	A=0,018 K=0,9576
	Напор насоса на воде при оптимальном режиме,м	Н = Р / g К КН	5,04*106 /826,4* *9,81 *0,9576 *0,981
	Необходимое число ступеней насоса, шт
	Выбираем стандартное количество ступеней насоса
	КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы	0.8 К Кq оВ	0,8*0,787*0,92**0,52
	Мощность насоса кВт	N = P196 * Qс /	6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31)
	Мощность погружного двигателя, кВт	NПЭД = N / ПЭД
	Давление при откачки жидкости глушения при освоении скважины,МПа	Ргл = гл g L + Рбуф	1200*9,81*545,5+1,4*106
	Напор насоса при освоении скважины, м	Нгл = Ргл / гл g	7,82*106 /1200* 9,81
	Мощность насоса при освоении скважины, кВт	N гл = P гл Qс /	7,82*106 *95,128 / 24*3600* 0,31
	Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины, кВт	N ПЭД. гл = N гл / ПЭД
	Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса			Температура на приеме ПЭД меньше допусти-мой
	Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости	W = Qс / 0,785 (D2 - - d2)	95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962)	0,195 - что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

SubPUMP оказывает помощь при подборе ЭЦН создавая оптимальный режим работы при текущих условиях работы скважины или анализируя работу существующей системы УЭЦН. Этот анализ обычно проводится инженером по добыче. Конфигурация ствола скважины, анализ флюидов, характеристика притока, вот те параметры, которые используются в качестве основы для проведения анализа работы и подбора подземного оборудования программой SubPUMP.

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.