книги / Скважинные насосные установки для добычи нефти
..pdfМощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:
(1.33)
32. Установка проверяется на максимально допустимую тем пературу на приеме насоса:
Т > [Т] |
(1.34) |
где [Т] — максимально допустимая температура откачивае мой жидкости на приеме погружного насоса.
33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально до пустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сече нии, образованном внутренней поверхностью обсадной колон ны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхно стью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
W= Q / F , |
(1.35) |
где F = 0,785 (D* - d 2) — площадь кольцевого сечения; D — внутренний диаметр обсадной колонны;
d — внешний диаметр ПЭД.
Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывает ся больше минимально допустимой скорости откачиваемой жид кости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нор мальным.
Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глуби не подвески, она (глубина подвески) увеличивается на AL = 10— 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина AL зависит от наличия времени и возможностей вычислитель ной техники расчетчика.
После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проход ки и по максимальному уГЛу отклонения оси скважины от вер тикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска
выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует осо бой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.
Необходимые для выбора установок данные по комплекта ции установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок-даны как в настоящей кни ге, так и в специальной литературе [3].
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 рекомендо ванной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °С:
2Ли=^„«1/[Ь, -
- \ ( N J N ^ - d , Y п „ .1 > -1 > , |
(1.36) |
где Ь2, с2 и d2— расчетные коэффициенты (см. [15]); Ун и т| дн — номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно.
Перегрев двигателя определяют по формуле:
XI = b з 2 N 130 с3 • |
(1.37) |
где Ь3 и с3 — конструктивные коэффициенты [15].
Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей дви гатель (/ охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводнен ности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:
- 0 .610 ’ - 2,8510 ’ 0 .) ( Н , - Н„), |
(1.38) |
К. = (2 - В) (1 - 0,75 р „). |
(1.39) |
В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.
К, = 1 — b 5 (1 — 0,0077 (т,-Кx + tm )],
где Ь 5 — коэффициент (см. прил. 3 [15]).
Тогда потери энергии в двигателе (1Л0и его температура (/дв) будут равны:
Z N = Z N m K t |
(1.41) |
^» = t OXJ1+ (b3Z A T -c 3) K t |
(1.42) |
Температура обмоток статора большинства двигателей не дол жна быть больше 130 °С. При несоответствии мощности выб ранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовоч ной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы про верка 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 рассчи таны на работу в среде с температурой до 90 °С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение темпера туры до 140 °С, дальнейшее же ее повышение снизит срок служ бы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в осо бых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для умень шения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из усло вий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.
Проверка параметров кабеля и НКТ
При проверке выбранного ранее кабеля необхо димо 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: |
|
д л ^ - з / л . ^ ю -’ , |
(1.43) |
где / — сила тока двигателя; L ка6 — вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля на поверхности); R О— активное сопротивление 1 м длины кабеля,
где р 20 — удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с уче том нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом-мм2 /м; <7 — площадь сечения жилы кабеля, мм2; а — температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; t ка6 — температура жилы кабеля, которую можно при ориенти ровочных расчетах принять равной средней температуре в ство ле скважины.
Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить эко номическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и мень шими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6—10% от общей мощности, потребляемой ус тановкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее на пряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4—5 раз и снижение напряжения может быть настолько значитель ным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо прове рять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напря жения определяется из зависимости
д и пуск = ^ ( R o cos ф + Х0 sin ф) /пуск LKa6, |
(1.45) |
где Х0 — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм2 равно 0,1-10 3 Ом/м; cos ф и sin ф — коэффициенты мощности и реактивной мощно сти установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9.
Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (1.45).
Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.
НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротив ления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход
оборудования в скважину. При движении жидкости потери на пора не должны превышать 5—6 % полезного напора насоса.
Гидравлические сопротивления определяются из зависи мости
Д Р = Р ж М £ у 2 / 2 б нкт). |
(1.46) |
При движении газожидкостной смеси такое определение со противлений дает весьма ориентировочные результаты.
Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, дав ления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабе ля, погружного агрегата). Расчетные зависимости даны в разде ле 1 настоящей книги [16].
Проверка габаритов проводится согласно указаниям следую щего раздела данного параграфа.
Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в сква жину и достаточно полное использование внутренней полости скважины. Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3—10 мм. При значительной глубине сква жины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увели ченный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования. Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диамет ров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготов ление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с уче том 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 доволь но жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает до пустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40—50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ — погружной агрегат) без существенного увеличения по
терь напора в трубах.
Последнее сечение — диаметральное сечение самого агрегата (Da) 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 под нять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двига телем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме дви гателя. 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 неко торые другие условия.
КПД поверхностного оборудования для расчетов можно при нимать равным примерно 0,98.
1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора УЭЦН к скважине
Появление, бурный рост возможностей и повсе местное внедрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уникальные возможнос ти для упрощения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точ ность 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 пере пада давления (ДР) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составля ющих — потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.
Плотность газоводонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта от носительной скорости необходим на участке «забой скважины — прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса — устье скважины». При определении плотности газоводонефтя ной смеси, особенно при условии Р < Рнас, необходимо учиты вать термодинамические зависимости процесса разгазирования (давления, температуры, коэффициента сжимаемости, показа теля 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 флю ида 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, явля ется точный термодинамический расчет, учитывающий тепло творную способность погружного оборудования, процессы теп лообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях по гружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной ко лонны и теплообмен с окружающей средой.
При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважи не необходимо представить характеристики насосов и погруж ных 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 колон не НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же мето дике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е. используя в качестве начальных условий устьевые значения дав ления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «снизу вверх». В этом случае начальными условиями становятся плас товые и забойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность и т.д.).
В качестве исходных данных используются вышеприве денные данные, однако в связи с уменьшением количества
допущений, эти данные должны быть дополнены следую щими величинами:
—теплоемкость воды, нефти, газа;
—коэффициенты теплопроводности материала труб, цемент
ного камня и горных пород, через которые проведена скважина;
—температурный градиент;
—термодинамические характеристики попутного нефтяного
газа (коэффициент сжимаемости, состав, парциальные давле ния и т.д.);
—коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб (НКТ и обсадных);
—инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возмож
но малым шагом инклинограммы, например, — 10 м);
—электротехнические показатели погружных двигателей и токоведущих кабелей;
—пластовые значения температуры, проницаемости и пори
стости горной породы, водо- и газонасыщенности пласта;
— коэффициент, характеризующий качество вскрытия плас та и фильтрационные процессы в призабойной зоне.
Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе УЭЦН достаточно подробно описаны в [12].
Применение ЭВМ позволяет использовать указанную мето дику без упрощений, что при малом времени расчетов приво дит к наиболее точным результатам. Однако сложность в дан ном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфо рации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюи да. При использовании устаревших данных (давностью свыше 3—6 месяцев в зависимости от динамичности процессов раз работки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от «машинно го» подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора становятся просто необос нованными.
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 сис
темы 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, глуби на, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристи ки — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, тем пература 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, исполь зуемая насосная установка) и факторы, осложняющие добычу нефти (наличие абразива, коррозии, парафина и др.).
Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на которых базируется их система подбора, однако сам набор ис ходных данных показывает, что фирмой применяется достаточ но упрощенная методика расчета основных данных при работе насосных установок.
Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются специалисты фирмы ESP. Кроме указанных в воп роснике фирмы REDA параметров, в опросном листе ESP зна чатся: коэффициент продуктивности, давление насыщения, тем пература 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 вне шних характеристик погружных насосов при их работе на реаль ных жидкостях, а также методы определения реального измене ния фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «за бой скважины — прием насоса» и «насос — устье скважины».
В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фир мы Centrilift указьщается тип пласта (песчаник, известняк и т.п.), данные по Давлению насыщения и кривой разгазиро вания, 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™, разрабо танная компанией Petroleum Information/Dwight's, USA.
Данная программа позволяет выбирать оптимальные реше ния по системе «Пласт — скважина — насос» для множества ва риантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользо
вателя.
Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий рабо тать с различными системами единиц (СИ, американская и ка надская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки со отношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вяз кости при изменении температуры для расчетов движения жид кости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном насосе.
База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характеристиках насососв, двигателей, кабелей, ступеней, гид розащиты, производимых крупнейшими поставщиками устано вок 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 являет ся 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 усло виях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с объединен ной моделью месторождения и отдельных скважин, учитывая взаимовлияние нагнетательных и добывающих скважин и про цессы фильтрации пластовой жидкости в рабочих пластах.