Алгоритм «ручного» подбора УЭЦН к скважине

 

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 [31].

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/м³:

- воды;

- сепарированной нефти;

- газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м²/с (или Па·с):

- воды;

- нефти.

3. Планируемый дебит скважины, м³/сутки.

4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5. Газовый фактор, м³/м³.

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, м³/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/м³;

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 см²/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени на­соса для учета влияния вязкости можно воспользоваться но­мограммой П.Д. Ляп­кова (рис. 5.162) [8].

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 Δ L = 10 — 100 м, после чего расчет повторяется, на­­чи­ная с п. 5. Величина Δ L 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 [22].

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. [15]); 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 [15].

Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей дви­гатель (t _охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводнен­ности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:

, (5.3)

(5.4)

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

, (5.5)

где b ₅ — коэффициент (см. прил. 3 [8]).

Тогда потери энергии в двигателе (Σ N) и его температура (t _дв) будут равны:

(5.6)

(5.7)

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.