Под подбором УЭЦН к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти. Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса L H находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе р вх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса. Для этого строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII. 18). Расходное газосодержание потока - отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости q - определяют по формуле β=V/(V+q). По кривой 3 (см. рис. VIII.18) оценивают предварительную глубину спуска насоса (по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса; p BX = 0,05-f-0,25) и давление рв х (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если β вх = 0÷0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если β вх = 0,25÷0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее 1-1,5 Мпа. Для определения давления на выкиде насоса р„ык, т. Е. в самом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение давления в трубах также шагами сверху вниз от известного устьевого давления р у, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа * у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию.
При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d устанавливают с учетом дебита:
Необходимо отметить, что по найденным значениям р с и заданному дебиту Qжсу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости через насос будет отличаться от заданных значений Qжсу в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раствориться большое количество газа. Жидкость, омывая электродвигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится некоторое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях Qжсу). Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением количества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса.Также в связи с быстрым расширением областей их применения в нефтяной промышленности - в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м 3 /сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.
Система разработки. Основные понятия разработки.
Разработка нефтяных месторождений – многопараметровый процесс каждое технологическое звено этого процесса должно работать в оптимальном режиме, что в свою очередь создает иерархию критериям оптимизации. В таких условиях необходимо выявить стратегический успех в процессе разработки месторождений и определить главные критерии. Системы разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объект разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства, наличие или отсутствие воздействия на пласт, число, соотношение и расположение добывающих и нагнетательных скважин, число резервных скважин, управление процессом разработки, охрана недр и окружающей среды. Всякую систему разработки можно классифицировать по 2 основным признакам :1).По наличию или отсутствию воздействия на пласт. 2) По системе расстановки скважин. Каждую систему разработки можно характеризовать следующими параметрами: 1) Коэффициент плотности сетки скважин – Sс, Sс =F/n.[га/КВ] ; F – ппощадь месторождения; n – число скважин;2).Параметр Крылова Nкр.= Vнач.извлек.зап./n, [т.тонн], т.е. извлекаемые запасы приходящиеся на 1 скважину; 3) Параметр интенсивности системы разработки Wинт.=n НАГН./n ДОБЫВ. (1;0,5;0,3); 4). Параметр резервных скважин Wрез.=n РЕЗ./n ОБЩ. (0,1-0,3). Выбор системы разработки. Выбор зависит от следующих факторов:1 .Природно-климатических условий; 2.Размер и конфигурация залежи нефти; З. Геологическая особенность строения; 4.Неоднородность продуктивных пластов; 5. Физическое состояние углеводородов; 6. Наличие ресурсов рабочих агентов; 7. Естественный режим залежей; 8.Свойства нефти.
Система разработки без воздействмя на пласт. Разработка осуществляется в следующих случаях: 1). Когда естественный энергетический баланс залежи восполняется естественным образом и разработка эффективно осуществляется за счет природных источников энергии; 2). Отсутствие рабочего агента. З). Когда разработка с воздействием является не эффективной. При разработке залежи без воздействия на пласт на режиме истощения (упругий, режим растворенного газа) добывающие скважины, располагаются на площади по равномерным сеткам, прямоугольным или квадратным.
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 .
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/м 3:
Сепарированной нефти;
Газа в нормальных условиях.
2. Вязкости, м 2 /с (или Па·с):
3. Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки.
4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.
5. Газовый фактор, м 3 /м 3 .
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, м 3 /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/м 3 ;
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 см 2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова (рис. 5.162) .
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 ΔL = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина ΔL 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 .
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. ); 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 .
В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом K t .
где b 5 - коэффициент (см. прил. 3 ).
Тогда потери энергии в двигателе (ΣN ) и его температура (t дв) будут равны:
(5.6)
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.
Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Н скв = f(Q Ж) и наложении на этот график реальных напорных (Q-H) характеристик погружных ЭЦН для отыскания дебита скважины по жидкости (подачу ЭЦН), определяемого точкой их пересечения, и развиваемый насосом напор, равный потерям напора в скважине, подъемнике (колонне НКТ) и выкидном трубопроводе от скважины до замерной установки. В результате этого в трубопроводе устанавливается такой расход жидкости Q Ж (м 3 /сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид
Где Н скв - потери напора при движении газожидкостной смеси (ГЖС) по обсадной (эксплуатационной) колонне на участке «забой скважины - прием насоса», по колонне НКТ на участке «выкид насоса - устье скважины», по выкидному трубопроводу на участке «устье скважины - групповая замерная установка (ГЗУ) куста скважин», м; Н нас - напор, развиваемый погружным насосом, м; Q Ж - дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м 3 /сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n 0 = 100, t = 200 °С, p в = 1000 кг/м 3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида H Н = h - bQ 2 или H Н = h + aQ - bQ 2 ,
используя значения в конкретных точках. Причем если насос включает не 100 ступеней, а n, то его новая напорная характеристика будет выражаться через старую следующим образом:
Напорную характеристику скважины можно представить следующим образом:
где Н верт дин - динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; h TP - потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; - средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м 3 ; h СЕП - потери напора в сепарационной емкости, м; Н Ã - напор соответствующий газлифтному эффекту, м; Р У - давление на устье скважины, Па.
Сделаем следующие допущения:
1. Работа насоса определяется давлением у его приемной сетки и долей газа попадающей в насос.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться от паспортных (полученных на воде с p в = 1000 кг/м 3 и вязкостью 1 мПа.с).
3. На участке от забоя до насоса вода и нефть распределены равномерно.
4. Скольжение нефти в воде на участке от забоя до устья пренебрежимо мало.
5. Давление насыщения одинаково при статических и динамических режимах.
6. Процесс выделения газа при подъеме из-за снижения давления является изотермическим.
7. Температура ЭЦН не превышает допустимую рабочую температуру;
С учетом этих допущений формулу (1) можно преобразовать к следующему виду:
Здесь n - количество ступеней насоса; - средняя плотность ГЖС на интервале от забоя до приемной сетки насоса, кг/м 3 ; - гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с 2 /м 5 ; - глубина пласта по вертикали, м; - пластовое давление, Па; K ПР - коэффициент продуктивности скважины, м 3 /с.Па; - давление на устье скважины, Па; PСЕП - давление в сепараторе, Па; - плотность флюида на устье скважины, кг/м 3 ; g=9,81- ускорение свободного падения, м/с 2 .
Данное выражение позволяет подобрать количество ступеней насоса n таким образом чтобы дебит оказался в рабочей области (см. рисунок).
Изменение напора насоса путем изменения числа ступеней
Чтобы рассчитать дебит из выражения (2) необходимо решить его как квадратное уравнение. Кроме того, с помощью уравнения (2) можно сравнить способы аппроксимации напора насоса, сравнивая получаемые ответы при том или ином способе.
Предложенный метод позволяет согласовать характеристики насоса и скважины и, следовательно, найти оптимальную величину удельной энергии, передаваемую насосом ГЖС, обеспечивающую оптимальную норму отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989. - 245 с.
§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);
§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).
Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.
Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:
§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);
Q=Q50*F/50, м3/сут;
где: Q – расчетная подача, м3/сут;
Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;
F – расчетная частота, Гц.
§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)
Н=Н50*(F/50)2, м;
где: Н – расчетный напор, м;
Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.
§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)
N=N50*(F/50)3, кВт;
где: N – расчетная мощность, кВт;
N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.
§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).
Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:
§ начальную частоту запуска;
§ параметры набора частоты;
§ максимальную рабочую частоту.
При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).
При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.
Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.
При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.
Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).
После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.
При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.
Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.
Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.
В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.
Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.
8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ
На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.
Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.
Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.
Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:
§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:
Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.
где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;
Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;
Рб – давление на буфере скважины, атм;
Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.
§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:
где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;
Нн – необходимый напор, м.
В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.
В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.
В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.
В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.
В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.
При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.
Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат
Минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.
Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной 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 раэтазирования (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 «забой скважины - прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое - давление на приеме 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, деэмульгаторов) 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 коррозионно стойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
Подбор УЭЦН может проводиться как "ручным" способом, так и с применением ЭВМ. На многих нефтяных предприятиях установлены компьютерные программы подбора скважинных насосных установок, использование которых позволяет точно подбирать оптимальные варианты скважинного оборудования по промысловым данным. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном подборе.
