УЭЦН для Илишевского нефтяного месторождения 


Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

УЭЦН для Илишевского нефтяного месторождения



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 «забойной скважины – прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое – давление на прием 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, диспергаторов) 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 коррозионностойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Алгоритм «ручного» подбора

УЭЦН к скважине

      При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL), 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 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:

· воды;

· сепарированной нефти;

· газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м2/с (или ):

· воды;

· нефти.

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 температурный градиент, оС, оС/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 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:

 

                      ,                          (1.1)

            

 

где  – плотность сепарированной нефти, кг/куб.м;

 – плотность пластовой воды;

 – плотность газа в стандартных условиях;

 – текущее объемное газосодержание;

 – обводненность пластовой жидкости.

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

 

                            ,                            (1.2)

                                     245,3/15,1=0,3

 

где  – пластовое давление;

 – заданный дебит скважины;

 – коэффициент продуктивности скважины.

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

 

                        .                       (1.3)

м

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):

 

                                     ,                      (1.4)

 к Па

 

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m =1.0).

где:  – давление насыщения.

5. Определяется глубина подвески насоса:

 

                             .                                       (1.5)

 

0,24+(-3,825/857*9,81=240 м

 

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

 

                          ,                         (1.6)


где  – пластовая температура;

 – температурный градиент.

 

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

 

                           ,              (1.7)

 

где  – объемный коэффициент нефти при давление насыщения;

 – объемная обводненность продукции;

 – давление на входе в насос;

 – давление насыщения.

 

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

                             .                                       (1.8)

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

 

                               ,                        (1.9)

где  – газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

 

                  .                                (1.10)

 

 

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

 

                    .                            (1.11)

8585,5*150,6/(1-150,6)=8,6

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

 

                                       ,                                         (1.12)

 

где  – площадь сечения скважины на приеме насоса.

 

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

 

                       ,                           (1.13)

 

где  – скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины ( =0,02 см/с при b<0.5 или =0,16 см/с при b>0.5).

 

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

 

                    .          (1.14)

 

 

15. Определяется работа газа на участке «нагнетение насоса – устье скважины»:

                         ,          (1.15)

 

где ;

=0,577

 

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

16. Определяется потребное давление насоса:

 

                             ,          (1.16)

0,577-3,825-5,321=2,01

 

где  – глубина расположения динамического уровня;

 – буферное давление;

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

 – 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 «» (напор, мощность).

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

 

                      ,             (1.17)

где  – эффективная вязкость смеси;

 – оптимальная подача насоса на воде.

 

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

 

                                   .                 (1.18)

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

 

                                    ,                     (1.19)

где  – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

 

                                               ,                         (1.20)

где  – подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса.

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

 

                                             .                    (1.21)

 

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

 

                                               .                   (1.22)

 

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

 

                                        .         (1.23)

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.1) [3].


Рис.1

Номограмма построена для пересчета характеристики насоса, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пунктиром указаны кривые для перерасчета 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.

3.1. Изучение условий работы, получение напорно-расходных и энергетических характеристик установок электроцентробежных насосов.

Для моделирования условий работы электроцентробежного насоса при откачке вязкой смеси и оценки степени ухудшения его технологических параметров. Лабораторный стенд (рисунок 3.1) включает в себя: динамический, регулируемый по скорости, одноступенчатый насос - MDR45 (таблица 3.1) - 2, резервуар для перекачиваемой жидкости - 7, комплект гидравлической арматуры и труб, систему управления насосом и визуализации гидравлических параметров жидкости. Динамический насос зафиксирован на профильных панелях при помощи крепежных кронштейнов.

Таблица 3.1 - Технические параметры динамического насоса MDR45

 

№ п.п. Параметр, ед. измерения Значение параметра
1. Максимальная подача 62 л/мин
2. Максимальный развиваемый напор 11,4м
3. Максимальная частота вращения 3537 об/мин
4. Потребляемое напряжение 23 0V АС
5. Диапазон рабочих температур 0...50 °С

Для изменения числа оборотов приводных асинхронных электродвигателей использовался частотный преобразователь Lenze. Резервуар 1 предназначен для обеспечения системы необходимым количеством рабочей жидкости в замкнутом цикле. Выполнен из оргстекла и зафиксирован в пазах профильной плиты 9 при помощи крепежных винтов. Гидравлическая система представляет собой совокупность отсечных кранов с ручным управлением, тройников, поворотов и обратных клапанов - 7, соединённых между собой быстроразъёмными соединениями. Трубопроводы 10 изготовлены из пластика и имеют калиброванный


наружный диаметр 15 мм, внутренний диаметр 11,5 мм. Рабочее давление трубопроводов 6 атм. при температуре до 65 °С.

Рисунок 3.1- Принципиальная схема экспериментального стенда

Система управления и визуализации включает в себя персональный компьютер 8, специализированное программное обеспечение, АЦП National Instruments, датчики расхода 5 и давления жидкости на входе в насос 3 и выходе из него 4, преобразователи сигналов. Параметры потребляемой двигателем мощности считываются при помощи цифрового ваттметра, вмонтированного в систему. Регулирование частоты оборотов двигателя насоса осуществляется при помощи частотного преобразователя переменного тока Lenze 11. Разводка проводов к датчикам выполнена таким образом, что, изменяя гидравлическую схему, датчики можно переносить в необходимые места. Система управления лабораторным стендом установлена на специальной консоли, зафиксированной в мобильном основании стенда.

В качестве рабочих жидкостей в стенде использовалась пресная вода (примерно 12 литров), а также водоглицериновая смесь, заданная по параметру вязкости (таблица 3.2). Для перехода от абсолютных величин к относительным использовался параметр кратности увеличения вязкости, который показывает отношение вязкости смеси к вязкости пресной воды.


Таблица 3.2 - Исходные параметры перекачиваемых жидкостей

 

№ п.п. Объемная доля глицерина, % Плотность, кг/м3 Кинематическая вязкость, • 10"6 м2 Кратность увеличения вязкости по отношению к воде
1. 30 1080,9 1,97 2
2. 50 1133,5 5,52 6
3. 60 1158,5 10,05 10
4. 70 1183,2 18,1 18
5. 75 1195,1 25,66 26

Общая методика проведения экспериментов сводилась к следующему:

1) Определение напорно-расходной характеристики ЭЦН на перекачиваемой среде различной вязкости;

2) Определение энергетических характеристик (потребляемой мощности и к.п.д.) на перекачиваемой среде с различной вязкостью;

3) Оценка степени изменения рабочих характеристик насоса при работе на вязкой смеси.

Влияние вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней свободного газа, а также конструктивных особенностей насосов на показатели работы ЭЦН может быть оценено с помощью корректировочных коэффициентов 𝐾𝑄, 𝐾𝐻, 𝐾𝑁, 𝐾𝜂:

 


где 𝑄 эцн, 𝐻 эцн, 𝑁 эцн, 𝜂 эцн — соответственно, подача, напор, потребляемая мощность и КПД насоса;

𝑄 п, 𝐻 п, 𝑁 п, 𝜂 п — паспортные значения подачи, напора, потребляемой мощности и КПД насоса.

На сегодняшний момент, для подбора электроцентробежных насосов к скважинным условиям используют методики, основанные на зависимостях П.Д. Ляпкова, в которых заложен пересчет паспортных характеристик работы насоса при перекачке вязких систем. Для упрощенного расчета по данным зависимостям и оценке влияния только параметра вязкости смеси на работу ЭЦН были проведены расчеты корректировочных коэффициентов для стендового насоса по следующим формулам

 

 



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2019-11-02; просмотров: 243; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 44.222.212.138 (0.136 с.)