4.3.2. Подбор уэцн

Подбор типоразмера и комплектации УЭЦН для конкретной скважины, расчет ожидаемого технологического режима работы скважины и пара­метров погружного оборудования производятся как программным комплек­сом, интегрированным в корпоративную базу данных НПК «АЛЬФА», так и по методике, выбранной главным технологом (начальником ПТО) НГДУ и адаптированной к условиям данного месторождения (пласта).

Расчет оптимального режима работы скважины производится геологи­ческой службой НГДУ. По заданным геологом параметрам технологическая служба производит подбор типоразмера УЭЦН и параметров погружного оборудования в ПК «Автотехнолог», адаптированного к условиям место­рождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за расчет ожидаемого дебита при ожидаемом дина­мическом уровне, достоверность информации и полноту занесения в базу данных НПК «Альфа» результатов исследования скважин несет ведущий геолог ЦДНГ. Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несет технолог ЦДНГ.

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

– использование фактического коэффициента продуктивности, опти­мального отбора жидкости из скважины при соблюдении условия непревы­шения максимально допустимой депрессии на пласт и проектом разработки месторождения;

– удельный вес откачки жидкости глушения при выводе на режим для обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамиче­ском уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте и нефтесборном коллекторе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима (0,8÷1,2 Q_ном);

Техника и технология добычи нефти ^t

91

- возможность изменения производительности УЭЦН с использованием станции управления с частотным преобразователем (СУсЧП).

Для скважин с содержанием воды в добываемой продукции более 90% погружение под динамический уровень УЭЦН должно быть не более 400 метров.

Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в во­доплавающих и газонефтяных залежах определяются отделом разработки НГДУ (геологом ЦДНГ) на основании опыта эксплуатации скважин с иден­тичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.

В месте подвески погружного агрегата кривизна ствола скважины не должна превышать:

- для УЭЦН-5 габарита по формуле: a = 2arcsin ^P^s _:,,

где: а- кривизна ствола скважины в месте подвески УЭЦН, градус/10 м;

S - зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и макси­мальным диаметральным габаритом установки, м;

L - длина установки от нижнего торца компенсатора до верхнего торца насоса, м;

• для УЭЦН-5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -12 минут на 10 метров;

• для УЭЦН-5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -6 минут на 10 метров;

• при отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины ее величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, пре­вышающей 2⁰/10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана не­обходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 60 градусов.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не долж­но превышать 20 МПа (200 кгс/см²).

Конструкция колонны НКТ должна обеспечивать прочность подвески при заданной глубине спуска и конструкции скважины.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содер­жанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% - без газового сепаратора, 25-55% -с газовым сепаратором, до 68% - с газосепаратором-диспергатором, до 75% - с отечественной или импортной мультифазной системой.

Технические требования к перекачиваемой среде - пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа):

• максимальная плотность водонефтяной смеси - 1 400 кг/м³;

• газовый фактор (Гф) - до 110 м³/м³;

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

92

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

– водородный показатель попутной воды (pH) – 6,0–8,5;

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– содержание механических примесей с микротвердостью частиц не более 7 баллов по шкале Мооса:

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

– содержание агрессивных компонентов, мг/дм³: H₂S до 3,0; СО₂ – до 100; HCO– до 2 500;

В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготов­ленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».

Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать паспортных данных ПЭД и кабельных удлинителей, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз». При рас­четных ожидаемых величинах условий эксплуатации на приеме насоса по температуре более +120 °С технологом ЦДНГ в заявке на оборудо­вание ЦБПО ЭПУ указывается необходимая комплектация оборудования по теплостойкости.

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

1. Плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса»:

р

■с

(р Ь + р (1 -Ь)) (1 -F) + p F.

где: ρ_н – плотность сепарированной нефти, кг/м³, ρ_в – плотность пластовой воды, ρ_г – плотность газа в стандартных условиях, Г – текущее объемное газосодержание, b – обводненность пластовой жидкости.

2. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где: Р_пл– пластовое давление,

Q – заданный дебит скважины,

К_прод – коэффициент продуктивности скважины.

3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Техника и технология добычи нефти

93

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

Р = Р. (I - Г).,

где к - степень кривой разгазирования.

5. Глубина подвески насоса:

dP

н_пода=н_дан+1

,Ртс

6. Температура пластовой жидкости на приеме насоса:

r = T^-(L,_r-L)-G,.

где: Т - пластовая температура; G - температурный градиент.

7. Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где: B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, b – объемная обводненность продукции,

P

давление на входе в насос,

Р - давление насыщения.

нас

8. Дебит жидкости на входе в насос:

Q = Q-B_n.

пр О

9. Объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G – газовый фактор.

10. Газосодержание на входе в насос:

11. Расход газа на входе в насос:

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

где ƒ_скв– площадь сечения скважины на приеме насоса. 13. Истинное газосодержание на входе в насос:

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

15. Работа газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины»:

14. Работа газа на участке «забой – прием насоса»:

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

16. Потребное давление насоса:

где: L_дин – глубина расположения динамического уровня;

P_буф – буферное давление;

P_Г1 – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

P_Г2 – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

54. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного (или винтового, диафрагменного) насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптималь­ном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной 0 (напор, мощность).

55. Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики:

где: ν – эффективная вязкость смеси;

Q_{o В} – оптимальная подача насоса на воде.

20. Коэффициент сепарации газа на входе в насос:

19. Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

где ƒ_скв – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и приемной сеткой насоса.

21. Относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q_{o В} – подача в оптимальном режиме по водяной характеристики насоса.

23. Газосодержание на приеме насоса:

/Ь=А-0-Кс).

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

24. Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

25. Коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

где

26. Напор насоса на воде при оптимальном режиме:

27. Необходимое число ступеней насоса:

где h - напор одной ступени выбранного насоса.

_сг

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

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

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

V — /Ci." K_w" fCijr,

где ri_o6 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

Техника и технология добычи нефти

97

29. Мощность насоса:

30. Мощность погружного двигателя:

где: η_ПЭД – КПД погружного электродвигателя,

cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.

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

Ргл=Ргл

1_. р +р +р

■- ^Пбуф ^Гзаб ^ПЛ'

где ρ_ГЛ – плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Величина Н_ГЛ сравнивается с паспортной водяной характеристики. Определяем мощность насоса при освоении скважины:

ль-^.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

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

Т> [Т]

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

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

98

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:

_w-f.

где: F = 0,785 ■ [D² - d²] - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; cf- внешний диаметр ПЭД.

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

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

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

После окончательного подбора глубины спуска скважинного агрегата выбирается тип кабеля (по рабочему току и температуре откачиваемой жидкости) и типоразмер трансформатора (по рабочему току и напряже­нию). После окончания подбора оборудования определяется мощность, потребляемая установкой:

NnoTP = N_ns_n + AN_KAB + AN_Tp,

где: aWjus= - ~ ''^: - потери мощности в кабеле

/- рабочий ток ПЭД, Л; L - длина токопроводящего кабеля, м;

p_t - сопротивление погонного метра кабеля при рабочей температуре, Ом/м ■ мм²;

S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм²;

Д Л/_т = (1 - Ti) ( Л/_тп + A AL) - потери мощности в трансформаторе,

г]_тр - КПД трансформатора.