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 тpex 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 (D_a) без муф­­ты, труб и круглого кабеля.

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

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 (1.45), но с уче­том рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощ­ности трансформатора (в кВ·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.

1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора уэцн к скважине

Появление, бурный рост возможностей и повсе­местное внедрение элект­рон­но-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уни­­кальные возможнос­ти для упрощения и ускорения проведения расчетов под­бора установок ЭЦН к нефтяным скважинам. При этом появляется возмож­ность не только ускорить подбор, но и повысить его точ­ность за счет отказа от мно­гих упрощений, требующихся при ручном счете. Так, например, при под­бо­ре с помощью ЭВМ, нет необходимости в некоторых допущениях.

При «машинном» подборе УЭЦН значение суммарного пере­пада давления (ΔР) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составля­ющих — потерь на трение, потерь на прео­до­ле­ние сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.

Плотность газа водонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения га­зовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти отно­сительно воды. Учет эффекта от­носительной скорости необходим на участ­ке «забой скважины — прием насоса» и желателен на участке «нагнетание на­со­­са — устье скважины». При определении плотности газоводонефтяной смеси, осо­бенно при условии Р < Р_нас, необходимо учитывать термодинамические за­ви­­симости процесса разгазирования (давления, температуры, коэффициента сжи­­­маемости, показа­теля политропы и других факторов) и истинное газо­со­дер­жа­­ние, зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. При этом необ­­­­ходимо учитывать вязкость не только жидкой фазы откачиваемого флюи­да, но и вязкость попутного нефтяного газа. Возможность расчета изменений сос­­­тояния откачиваемого флю­ида с малым шагом по высоте столба (по глубине сква­жины) обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и подс­чи­тывать изменение температуры на участках по линейной зависимости. Необ­хо­димо отметить, что при подборе УЭЦН с помощью ЭВМ целесообразным, а час­то и необходимым, явля­ется точный термодинамический расчет, учи­ты­ваю­щий тепло­творную способность погружного оборудования, процессы теп­лооб­ме­на в погружном насосе, на внешних поверхностях по­гружного электрод­ви­га­те­ля и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной ко­лонны и теплообмен с окружающей средой.

При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважи­не необходимо предс­тавить характеристики насосов и погруж­ных электродвигателей в виде за­ви­симостей типа Н = f(Q), как при работе на воде, так и для работы на реальных жид­костях.

Расчет основных данных потока пластового флюида в колон­не НКТ и в обсад­ной колонне ведется по одной и той же мето­дике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е. используя в качестве начальных усло­вий устьевые значения дав­ления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «сни­зу вверх». В этом случае начальными условиями становятся плас­товые и за­бойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плот­ность и т.д.).

В качестве исходных данных используются вышеприве­денные данные, одна­ко в связи с уменьшением количества допущений, эти данные должны быть дополнены следующими величинами:

• теплоемкость воды, нефти, газа;

• коэффициенты теплопроводности материала труб, цемент­ного камня и гор­ных пород, через которые проведена скважина;

• температурный градиент;

• термодинамические характеристики попутного нефтяного газа (коэф­фи­циент сжимаемости, состав, парциальные давле­ния и т.д.);

• коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб (НКТ и обсад­ных);

• инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возмож­но малым ша­гом инклинограммы, например, — 10 м);

• электротехнические показатели погружных двигателей и токоведущих ка­белей;

• пластовые значения температуры, проницаемости и пори­стости горной по­роды, водо- и газонасыщенности пласта;

• коэффициент, характеризующий качество вскрытия плас­та и фильт­ра­цион­ные процессы в призабойной зоне.

Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе УЭЦН дос­та­точ­но подробно описаны в [12].

Применение ЭВМ позволяет использовать указанную мето­дику без упро­ще­ний, что при малом времени расчетов приво­дит к наиболее точным ре­зуль­та­там. Однако сложность в дан­ном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными иссле­до­ваниями пласта и его призабойной зоны, зоны перфо­рации, забоя скважины, обсад­ной колонны, пластового флюи­да. При использовании устаревших дан­ных (давностью свыше 3—6 месяцев в зависимости от динамичности процессов раз­­работки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от «машинно­го» подбора резко сни­жает­ся, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора стано­вят­ся просто необос­нованными.

Одними из первых развернутые методики подбора установок ЭЦН за ру­бе­жом стали применять специалисты фирмы REDA. Как уже указывалось, в 1972 г. фирма объявила о создании системы подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ», с помощью которой проектируются индивидуальные опти­маль­ные насосные системы для каждой конкретной скважины.

Данная система подбора базируется на основных данных по всем выпус­кае­мым фирмой REDA элементам УЭЦН, а также на исходных промысловых дан­ных. К исходным данным относится информация о конкретной скважине (мес­­торождение, номер или название скважины, конструкция скважины — диа­метр, глубина, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристи­ки — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, тем­пература на забое сква­жины, планируемые дебиты нефти и воды, давление на устье скважины), а также история эксплуатации данной скважины (средний дебит, обводненность, максимально допустимый дебит скважины, глубина залегания продуктивного пласта, длина и диаметр насосно-компрессорных труб, исполнения насосная установка) и факторы, осложняющие добычу нефти (наличие абразива, кор­ро­зии, парафина и др.).

Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на которых ба­зи­руется им система подбора, однако сам набор ис­ходных данных покалывает, что фирмой применяется достаточ­но упрошенная методика расчета основных дан­ных при работе насосных установок.

Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются спе­­циалисты фирмы ESP. Кроме указанных в воп­роснике фирмы REDA пара­мет­ров, в опросном листе ESP значатся коэффициент продуктивности, давление на­сыщения, тем­пература забоя и устья скважины, вязкость нефти при разных тем­пературах, значения нескольких характерных точек кривой разгазирования. Все это означает, что при подборе установок используются зависимости для опре­деления действительных вне­шних характеристик погружных насосов при их работе на реаль­ных жидкостях, а также методы определения реального изме­не­­ния фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «забой сква­жи­ны — прием насоса» и «насос — устье скважины»

В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фирмы Centrilift ука­­зывается тип пласта (песчаник, известняк и т. п.), данные по давлению на­сы­ще­ния и кривой разозирования, однако не запрашиваются значения коэф­фи­циен­­тов вязкости нефти и пластовой воды. Это значит, что данные параметры не применяются при расчетах значения истинной вязкости, плотности и газо­со­дер­жания водонефтегазовой смеси.

В 1997 г. на рынок вышла программа SubPUMP™, разрабо­танная ком­па­нией Petroleum Information/Dwight's, USA.

Данная программа позволяет выбирать оптимальные реше­ния по системе «Пласт — скважина — насос» для множества ва­риантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользо­вателя.

Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий рабо­тать с раз­лич­ны­ми системами единиц (СИ, американская и ка­надская нефтепромысловые сис­те­мы и другие), библиотеки со­отношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вяз­кос­ти при изменении температуры для расчетов движения жид­кости по ко­лон­нам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном на­со­се.

База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характерис­ти­ках насосов, двигателей, кабелей, ступеней, гид­розащиты, производимых крупнейшими поставщиками устано­вок погружных центробежных насосов — ком­паниями Centrilift, ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в прог­рам­ме есть возможность изменять характеристики узлов и установок в целом по итогам их стендовых испытаний.

Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от подхода поль­зо­вателя к проблеме подбора УЭЦН всегда являет­ся система с максимальным КПД или с минимальными общими затратами на добычу единицы скважинной про­дукции.

Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows. В последнее вре­мя появились материалы о программе FloSystem 3, являющейся последней раз­­работкой компании Edinburg Petroleum Services Ltd, UK.

FloSystem 3 включает в себя две программы: WellFlo и FieldFlo. WellFlo поз­воляет пользователю построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы, а также произвести подбор оборудования (УЭЦН или газ­лифт) при различных усло­виях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с объе­динен­ной моделью месторождения и отдельных скважин, учитывая взаи­мов­­лияние нагнетательных и добывающих скважин и про­цессы фильтрации плас­­товой жидкости в рабочих пластах.

В базе данных программы имеются характеристики насосных установок основ­ных мировых производителей (в том числе — фирмы АЛНАС), за­ви­си­мос­ти для расчетов изменения давле­ния, температуры, газосодержания и дру­гих параметров в любой точке интервала «забой — прием насоса», «прием на­со­са — выкид насоса», «выкид насоса — устье скважины».

Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х годов активно внед­рялся на нефтяных промыслах Советского Союза пакет прикладных прог­рамм (ППП) СПИНАКЕР, кото­рый, по утверждению авторов, представлял со­бой экспертную систему, призванную обеспечивать высокого эффективность эк­сплуа­тации нефтяных пластов, скважин и погружных центро­бежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи о подборе УЭЦН к нефтяной сква­жине, использующее боль­шую базу данных.

Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свой­ствах плас­то­вых флюидов, о характеристиках электроприводно­го насосного оборудования, и ретроспективы параметров техно­логического оборудования. Необходимо отме­­тить, что в данной методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих наи­мень­шее количество допущений алгоритмов подбора обо­рудования к нефтяным сква­­жинам [11]. Однако отсутствие допущении, упрощающих алгоритм под­бо­ра, требует оператив­ного получения самой полной и достоверной геолого-тех­ни­ческой информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР становится не­целесообразным.

Несколько особняком стоит программный продукт, разрабо­танный на ка­фед­ре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и яв­ляющийся частью программно-аппаратного комп­лекса системы диагностики работоспособности скважинных насосных уста­но­вок [3].

Данная программа подбора и диагностики скважинного на­сосного обо­ру­до­вания (как штангового, так и бесштангового — УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных (практически все выпускаемые в мире типораз­ме­ры УЭЦН, винтовых и диафрагменных насосов) большое число первичных дат­чи­ков, установленных на добывающих скважинах. Это позволяет получить опе­ративную промысловую информацию, необходимую для качественного под­бо­ра оборудования. Ме­тодически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1 настоящей гла­вы. Пакет указанных прикладных программ из­вестен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее бо­лее поздние версии, направленные на подбор на­сос­ных уста­новок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время прог­рамма «Автотехнолог» имеет очень широкое распростра­нение в нефтяной про­мышленности России и позволяет про­изводить подбор всех типов насосных установок для добычи нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) вы­­пус­каемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию работы сис­темы «пласт — скважина — насосная установка». Программа имеет также конверторы, позволяющие использо­вать существующие на нефтяных промыс­лах базы данных по конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым дан­ным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому, что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» за­ня­ла доми­нирующее положение на нефтяных промыслах Российской Фе­дерации.

Еще одной методикой, имеющей программное переложе­ние для работы на PC IBM и совместимых с ними машинах, является методика, разработанная на ка­федре разработки не­фтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губ­ки­на. Данная методика является продолжением работ П.Д. Ляпкова, И.Т. Ми­щенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова. Про­грамма адаптирована к быст­ро­му подбору насосных установок к скважинам по ограниченному количеству основ­ных исходных данных.

Программы подбора оборудования к скважинам были раз­работаны в раз­ное время в АО «Самаранефтегаз», АО «Тат­нефть», АО «Башнефть», АО «Ниж­­не­вартовскнефтегаз» и не­которых других нефтедобывающих предп­рия­тиях. Все пере­численные программы являются упрощенными с точки зре­ния за­ложенных в них алгоритмов расчетов, но часто имеют достаточную для ре­ше­ния сиюминутных технологических за­дач точность и достоверность резуль­та­тов.

Большое разнообразие методик и программ подбора устано­вок погружных на­сосов для добычи нефти, предлагаемых отече­ственными и зарубежными раз­ра­ботчиками, приводит к пробле­ме рационального выбора среди них наиболее прием­лемых для потребителей.

Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН являются быст­родействие, универсальность и подстраиваемость программы; наличие, ка­чест­во и объем базы данных; объем внедрения УЭЦН или фонд эксплуа­та­цион­ных скважин; на­личие или отсутствие у потребителя современной мощной вы­чис­ли­тельной техники; сложность задачи и требуемая точ­ность получаемых ре­зуль­татов; стоимость программного про­дукта.

В зависимости от набора требуемых параметров программы подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или несколько программ и подп­рограмм, обеспечивающих его по­требности в подборе оборудования и опти­мизации работы нефтяных скважин.

Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах под­­­бора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в табл. 1.80.

Таблица 1.80