Технология разработки месторождения

метки: Подготовка, Технология, Месторождение, Насос, Скважина, Техник, Давление, Ступень

В настоящее время более 50% всей нефти страны добывается установками погружных центробежных насосов (УЭЦН).

Технико-экономические показатели УЭЦН на различных месторождениях отличны друг от друга. Причины этого кроются в основном в условиях эксплуатации, определяющими из которых являются параметры добываемой из скважины жидкости.

В этой области проведено значительное количество исследований, позволяющих установить границы оптимальной эксплуатации УЭЦН в скважинах в соответствии с действиями тех или иных причин.

Внедрение ЭЦН, обеспечивающих высокие напоры и отборы жидкости, началось в конце 50-х годов причем доля добычи нефти с помощью ЭЦН из года в год возрастает . Этому способствуют следующие факторы:

• широкий диапазон изменения подачи
• высокая экономичность способа
• возможность полноты дистанционного контроля работы установки и ее состояние
• сравнительная простота монтажа и обслуживания наземного оборудования

Факторами, влияющими на работу УЭЦН в скважинах, являются газ, вода, отложения солей и парафина, наличие механических примесей в добываемой из пласта жидкости. Их можно объединить в группу геологических причин, поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования нефтяной залежи.

Принципы добычи жидкости из скважин, такие как интенсификация, поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи, являясь по своему виду технологическими приемами, несомненно воздействуют на геологические факторы, ослабляя или усиливая их.

В отдельную группу можно выделить причины, обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН. К ним относятся диаметр эксплуатационных колонн, кривизна скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные выше факторы относятся к осложнениям, так как воздействуя порознь или совместно, вызывают ухудшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Изучение накопленного научного и производственного опыта позволяет выбрать правильные направления для совершенствования эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов.

В ходе работы над курсовым проектом, я постараюсь рассмотреть технику и технологию промысловой подготовки нефти на Западно-Сургутском месторождении. Проанализировать негативные факторы, влияющие на работу УЭЦН, одним из которых является газовый фактор. Газовый фактор имеет большое значение при выборе способа эксплуатации и проектировании оптимального режима работы системы пласт — скважина.

Бурение скважин на нефть и газ

... бурения скважины на нефть глубиной 345 м (1902). В Сураханах (Баку) на территории завода Кокорева в 1901 заложена скважина для добычи газа. ... на глубину 6,8 км. Эти скважины пройдены в целях разведки на нефть и газ. Работы по сверхглубокому бурению для изучения коры ... 10 лет почти повсеместно они заменили конную тягу. При бурении скважин на нефть на первом этапе получил развитие ударный способ ...

Наличие газа в водонефтяной смеси также изменяет свойства последней и поведение рабочей характеристики насоса. Значение оптимального газосодержания дополнительно будет зависеть от свойств и содержания воды в смеси.

Так же рассмотрим методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН и применение нового технологического оборудования, для повышения эффективности работы УЭЦН.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.

скважина газ коррозионный нефть

1.1 Орогидрография

Федоровское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского Автономного Округа Тюменской области в 25-30 км к северу от г. Сургута и в 10 км к северо-востоку от Западно-Сургутского месторождения в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск-Усть-Балык-Омск.

Район представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Обь.

Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м. Максимальные отметки (45-75м.) приурочены к водоразделам, а минимальные — к берегам рек и соответствуют урезу воды ( 25-42 м.).

На рассматриваемой площади гидрографическая сеть представлена множеством ручьев и речек (Черная, Моховая, Почекуйка и другие).

Ширина реки Черной в среднем течении составляет 12-13 м, глубина — 1,2-2 м, скорость -О.4 м/сек. Самое крупное озеро Пильтан-Лор имеет площадь около 100 км2. Болота — непроходимые, замерзают лишь к концу января.

Растительность представлена смешанным лесом, от крупных хвойных и лиственных деревьев на водоразделах рек до мелколесья и кустарников по берегам рек и протоков

Климатическая характеристика района принята по метеостанции Сургут. Климат резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое теплое. Короткие переходные сезоны — весна, осень. Поздние весенние и осенние ранние заморозки.

Средняя годовая температура воздуха отрицательная (-3,1ОС).

Зима холодная, продолжительная (7-8мес.), средняя температура самого холодного месяца (января) -22 гр.С.

Район относится к слабозаселенному. Центр района — город Сургут с населением около 300 тысяч человек,

Основные промышленные предприятия города Сургута:

Газоперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром»», аэропорт, ж/д узел, Коренное население района — ханты, манси занимаются рыболовством, охотой, животноводством, земледелием.

Дорожная сеть из-за заболоченности развита слабо. Построена асфальтированная дорога от г.Сургута до г.Нефтеюганска, г.Когалыма, г.Ноябрьска и других городов

1.2 Тектоника

Фёдоровское месторождение приурочено к Фёдоровскому куполовидному поднятию 2-го порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода — положительной структуры 1-го порядка.

Фёдоровская структура 2-го порядка представляет собой крупную брахиантиклинальную, изометрическую, складку, с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями 3-го порядка, оконтуривающимися изогибсами 2600-2625 м.

Из структуры 3-го порядка самым южным из поднятий является Северо-Сургутское, которое вытянуто в меридиональном направлении. В западной части Фёдоровской структуры расположено поднятие 3-го порядка, оконтуривающееся изогипсой 2600 м и имеющее в её границах размер 13,5?4,7 км, амплитуда до 37 м с пологими углами наклона крыльев до 2 процентов. Это поднятие имеет линейно-вытянутую форму в меридианном направлении.

На северо-западе к Фёдоровскому поднятию примыкают Оленье (район скважины 73) и Варьёгинское (район скважины 85) поднятия, которые объединяются изогипсой 2625 м. Оленье поднятие осложнено двумя небольшими куполовидными поднятиями, по замыкающей изогипсе 2600 м, размеры самого крупного из них 2,6?4,8 км.

Моховое поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, имеющую северо-восточное простирание. Само поднятие оконтуривается изогипсой 2600 м, в пределах которой имеет размер 3,8?3,2 км, амплитуду до 21 метра.

Все перечисленные поднятия: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое с юга, севера и востока оконтуриваются общей изогипсой 2625 м и представляют собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридианном направлении, с восточным и западным ответвлениями. С запада изогипса 2625 м раскрывается на Яунлорскую группу поднятий (Вершинное, Южно-Вершинное).

К востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое, которое по замыкающей изогипсе 2625 м имеет размеры 16,2?9,5 км с амплитудой 41 м.

Таким образом, Фёдоровское месторождение включает несколько поднятий: Северо-Сургутское, Фёдоровское, Варенское, Моховое, Оленье, Восточно-Моховое.

Все локальные структуры 3-го порядка выделяются довольно чётко и представляют собой брахиантиклинальные складки, различной ориентации. К наиболее крупным на рассматриваемой территории относятся три структуры: Моховая, Фёдоровская, Восточно-Моховая. Структурные планы по кровле продуктивных пластов сходны, в основном, между собой, отличаясь лишь по глубине залегания, амплитудами поднятий и углами падения слоёв.

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

Продуктивными пластами на Федоровском месторождении являются коллекторы практически всех выявленных залежей, которые представлены песчаниками и алевритами. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4, АС10, БС1, БС2. Другие пласты группы АС и пласта БС10 имеют более низкую проницаемость. Наиболее сложными и низкопроницаемыми коллекторами представлены пласты ачимовской толщи (БС16-БС22) и юрских отложений (ЮС0-ЮС10).

От профиля к профилю хорошо прослеживается характер распространения коллекторов. Так, на юге Федоровской и Моховой площадей пласты полностью представлены чередованием глинистых и песчаных разностей. Далее на север и северо-восток, в верхней части пластов, появляются мощные монолитные песчаники смотрите рисунок 1.

Нефтяной газ стандартной сепарации, сухой. Нефти на Федоровском месторождении сернистые, парафинистые, смолистые. Пластовые воды относятся к неокомскому комплексу. По химическому составу воды в нижней части комплекса гидрокарбонатно-натриевого типа, к верхней части приурочены воды преимущественно хлоридно-кальциевого, реже гидрокарбонатно-натриевого, еще реже хлоридно-магниевого типов.

Рис. 1. Условные обозначения: 3-алевролиты; 1-аргиллиты битуминозные; 4-пески,песчаники; 2-аргиллиты, глины; 5-газо-и нефтенасыщенность

Таблица №1.1 Характеристика продуктивных горизонтов Федоровского месторождения

Параметры	Пласт
	БС10	БС11	АС5-8	АС4-8
1	2	3	4	5
Средняя глубина залегания пласта, м	2300	2300	2000	2000
Площадь пласта, м2	237301	243324	129533	225222
Средняя нефтенасыщенная толщина. пласта, м	10,1	13 1	8 1	6,8
Коэффициент пористости, %	24	24,8	26	28
Коэффициент проницаемости, мкм2(Дарси)	0,265	0,254	0,532	0,278
Начальная нефтенасыщенность	0,72-0,64	0,2-0.64	0,72-0,64	0,72-0,64
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	744	750	763	763
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	853	853	858	895
Вязкость нефти в пластовых условиях, м2/с	0,91	0,91	1,74	1,74
Начальное пластовое давление, МПа	23,5	23,5	23,5	23,5
Давление насыщения, МПа	16,6	16,9	14,9	14,9
Газовый фактор, т/м3	82,38	82,38	82,38	82,38
Начальная температура пласта, 0С	67	67	67	67
Молярная масса	265	260	278	267
Температура насыщения нефти, 0С	25,2	22,3	21,7	27,4
Массовое содержание, %
Серы	1,1	1,0	1,2	1,1
Смол селикагелевых	9,6	7,6	9,7	8,7
Асфальтенов	2,8	3,0	3,1	2,7
Парафинов	2,0	2,2	2,0	3,0
Объемное содержание фракций, %
150 град. С	6,5	7,6	10,3	5,8
200 град. С	13,4	15,0	17,0	12,8
300 град. С	32,3	30,3	32,7	31,8
Компонентный состав пластовой нефти
Двуокись углерода	0,09	0,09	0,08	0,06.
Азот + редкие	0,29	0,36	0,34	0,37
Метан	34,15	35,05	36,12	35,13
Этан	0,33	0,39	0,35	036
Пропан	0,57	0,60	059	О 6
Изо бутан	0,52	0,54	0,51	049′
Н-бутан	0,25	0,22	0,26	0,28
Изопентан	0,33	0,34	0,35	0,34
Н-пентан	0,19	0,22	0,20	0,25
Остаток С6+высшие	60,3	61,19	61,20	61,25
Химический состав пластовых вод	,
Сl	221,8	263,4	256,9	296,8
80			1,3
НС03	7,0	11,2	6,4	7,6
СО		2,5	0,05
Са	13,0	10,2	11,9	14,6
Mg	3,35	2,2	3,4	3,8
Na + Ка	212,8	265,5	246,9	286
Общая минерализация	16,72	13,42	15,51	17,96
Тип воды по В.А.Сулину	Гидрокарбонатно —	Хлоридно-	Хлоридно-	Хлоридно-

1.4 Состояния разработки месторождения

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротю-меньнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол №360) для пластов БС1 и БС10.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983 г и составил 35 млн.т при темпе отбора 5,0% от начальных и 6,4% от текущих извлекаемых запасов нефти.

По состоянию на 01.01.2014 года эксплуатационный фонд по месторождению составил 1019 скважин , в том числе действующий — 977, в бездействии — 42, в освоении 0. Нагнетательный фонд составил 431 скважины, из них под закачкой 412.

С начала разработки добыто 476445,766 тыс.т нефти, что составляет 68,35% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность на конец года составила 90,4%, уменьшилась на 0,41% по сравнению с прошлым годом, за счет ввода новых менее обводненных скважин и вывода высокообводненного фонда в другие категории.

ГЛАВА 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Целесообразность и условия применения УЭЦН

Основными критериями выбора способа эксплуатации явились:

1) заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обусловленные оптимальными условиями разработки месторождения;

2) достаточная надежность применяемого способа эксплуатации на данном месторождении, обеспечивающая планируемый межремонтный период работы скважины;

3) допустимые экономические затраты, обусловленные применяемым способом эксплуатации и влияющие на себестоимость добычи нефти.

Кроме того, для обоснования возможности применения способа эксплуатации, использовались следующие данные:

4) физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, их коррозионная характеристика, газовые факторы, давление насыщения;

5) профиля скважин, глубина забоев, диаметры эксплуатационных колон, средние значения сил трения штанг в искривленных скважинах;

6) режим работы залежи во времени, пластовые давления, коэффициенты продуктивности скважин;

7) внутрипромысловая система сбора нефти и газа, ожидаемые устьевые давления;

8) устойчивость пород продуктивной толщи и условия пескопроявления;

9) технологические и технико-экономические данные о результатах разработки и эксплуатации рассматриваемой залежи.

Анализ возможных способов эксплуатации применительно к Федоровскому месторождению показал, что выбранным критериям отвечает способ механизированной эксплуатации скважинными штанговыми насосами и погружными центробежными электронасосами.

2.2 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН, на Федоровском месторождении

Эксплуатационный фонд скважин на 01.01.2014 составил 1019, в том числе действующий — 977, в бездействии — 42. Нагнетательный фонд — 431, под закачкой — 412. Фонд горизонтальных скважин составляет 455, из них на Федоровской площади — 11; на Моховой — 188; на севере Восточно-Моховой — 240; на юге Восточно-Моховой — 16. Фонд горизонтальных нагнетательных скважин — 2 на севере Восточно-Моховой площади.

Механизированный способ добычи нефти подразделяется на эксплуатацию скважин УШГН и УЭЦН. 187 скважин, эксплуатирующихся УШГН, и 389 скважин, эксплуатирующихся УЭЦН.

Эксплуатационный фонд, оборудованный УШГН, составляет 187 скважин. Эксплуатационный фонд, оборудованный УЭЦН, составляет 389 скважин.

Фонд фонтанирующих скважин составляет 8 шт.

Уровень добычи нефти, добываемой механизированным способом, составляет около 97%. При среднемесячной добыче в 85000 тонн, добыча фонтанирующих скважин составляет в среднем около 3000 тонн в месяц.

Оборудование, применяемое при способе эксплуатации скважин УШГН, наземное и подземное.

К наземному оборудованию относятся станки-качалки: в основном 7СК-8, СКД-8 (отечественного производства) и ИР-9, ИР-12 (румынского производства).

К подземному оборудованию относятся в основном невставные плунжерные насосы следующих типовых размеров — НСН-32, 44, 57, 70 и в меньшем количестве вставные плунжерные насосы типа — НСВ-29, 32, 44, 57.

Разбивка по типовым размерам следующая:

• НСН-70 — 2 скважины;
• НСН-57 — 46 скважин;
• НСН-44 — 85 скважин;
• НСВ-44 — 3 скважины;

• НСН-32 — 45 скважин;
• НСВ-32 — 4 скважины;
• НСВ-29 — 2 скважины.

Насосы, применяемые основной массе, по исполнению относятся ко второй группе посадке, в связи с высоким содержанием механических примесей в продукции скважин.

2.3 Исследование скважин, оборудованных УЭЦН, в процессе их эксплуатации

Для исследований скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), применяются блоки погружной телеметрии, измеряющие давление и температуру в спуск приборов через НКТ;

Возбуждение скважины месте расположения насоса Существует несколько способов исследования скважин, в том числе оборудованных ЭЦН, в рабочем режиме:

1. Перевод скважин в фонтанный режим и компрессором (эрлифт);

2. Спуск приборов малого диаметра до насоса, выход через специальное клапанное устройство в зазор между ЭЦН и колонной и спуск по этому зазору под насос;

3. Предварительный спуск комплексного прибора на кабеле ниже интервала установки ЭЦН.

С 1979 года ОАО «Пермнефтегеофизика» развивало 4-й способ исследования скважин, который имеет некоторые преимущества перед остальными. При использовании этой технологии получают достоверную промыслово-геофизическую информацию в реальном времени непосредственно в процессе работы скважины с ЭЦН.

Прибор свободно перемещается от приема насоса до забоя. Отсутствуют ограничения на габариты комплексного скважинного прибора, что позволяет использовать аппаратуру с наилучшими метрологическими характеристиками. В колоннах с диаметром 146 мм (внутренний диаметр 130 мм), которыми обсажено основное количество скважин, достаточно зазора между колонной и ЭЦН (диаметр насоса 103 мм) для беспрепятственного прохождения геофизического кабеля, при помощи защитных устройств-децентраторов (рис. 1).

Они просты в изготовлении, обеспечивают сохранность и свободу движения геофизического кабеля. Работа установки ЭЦН полностью не зависит от системы защитных устройств и движения геофизического кабеля с прибором.

Рис. 2 Схема децентратора: А — вид сбоку; Б — вид сверху. 1 — корпус децентратора; 2 — лопасти; 3 — отверстия для шплинтования геофизического кабеля; 4 — отверстия для крепления децентратора; 5 — место укладки силового кабеля погружного насоса; 6 — место укладки геофизического кабеля

В 1979 году были впервые разработаны и опробованы методика и защитные устройства для совместного спуска ЭЦН и геофизического прибора на кабеле.

Основной недостаток 4-го способа — это невозможность извлечения геофизического прибора на кабеле без подъема установки ЭЦН, но при получении высококачественной комплексной информации этот недостаток компенсируется. Кроме того, нет необходимости поднимать оборудование из скважины, прибор на кабеле остается в интервале перфорации до следующего текущего ремонта скважины или замены насоса. В межремонтный период геофизическая партия в любое время может прибыть на скважину для периодических исследований без привлечения бригады КРС, что компенсирует задалживание кабеля.

Рис 3. Схема исследования скважин по технологии предварительного спуска приборов под насос: 1 — глубинный насос; 2 — кабель; 3 — эксцентричная планшайба; 4 — скважинный прибор; 5 — децентраторы; 6 — продуктивный пласт; 7 — обсадная колонна; 8 — НКТ; 9 — сальниковый ввод

Данная технология подразумевает следующие основные операции:

• спуск прибора и запись фоновых параметров;
• сборка и опрессовка электродвигателя ПЭД;
• установка децентратора на корпус ЭЦН;
• спуск установки ЭЦН на НКТ с креплением защитных децентраторов;
• монтаж планшайбы с двумя сальниковыми вводами;
• непосредственно исследования в зависимости от решаемой задачи.

Опыт показывает, что необходимо оборудовать некоторую сеть скважин геофизическими приборами, местоположение которых можно менять, что помимо оптимизации режимов эксплуатации отдельных скважин, позволит создавать постоянно обновляющуюся базу данных для выполнения эффективного контроля и регулирования процессов разработки месторождения. Среди решаемых задач особое внимание уделяется контролю энергетического состояния залежи и, в частности, получению реальных значений забойных давлений, что является важным фактором для планирования обоснованных геолого-технических мероприятий в скважинах и количественной оценки их эффективности.

Отметим, что в скважинах механизированного фонда основным источником информации для вычисления Pзаб. являются результаты измерений динамических уровней при помощи эхолотов. На результаты вычисления глубины нахождения уровня жидкости в межтрубном пространстве, определяемой по замерам эхометрирования и значений плотности жидкости в интервале от отметки газожидкостного раздела (ГЖР) до точки определения забойного давления, оказывает влияние значительное число факторов. Определение плотности является наиболее трудной задачей и требует учета условий выноса жидкости из-под глубинного насоса и характера замещения её на попутно добываемую воду, относительных скоростей всплытия газа и падения воды, изменений плотности смеси и скорости восходящего потока в результате выделения свободного газа и др.

В опорной сети механизированных скважин, оборудованных геофизическими приборами, предоставляется возможность изучения распределения плотностей флюида в межтрубном пространстве и под насосом в работающих и остановленных скважинах. В результате можно получить достоверные эмпирические зависимости для вычисления точных значений забойных и пластовых давлений.

Кроме опорной сети скважин, оборудованных геофизическими приборами, необходимо использовать программно-управляемую аппаратуру для постоянного измерения параметров работы скважины, при этом регистрация выполняется непрерывно в автоматическом режиме. С этой целью была разработана технология геофизического информационного обеспечения, которая позволяет выполнять автономные измерения параметров пласта и технологических параметров работы оборудования в течение всего межремонтного периода скважин.

Реализовано два способа программного управления работой системы — управление глубинным прибором при помощи наземного блока управления, питания и индикации. Регистрация информации производится в автоматическом режиме. Участие оператора, во-первых, предполагается только для считывания данных из памяти приборов, а во-вторых, предусматривается передача результатов измерений и по каналам связи. Работа аппаратуры, имеющей также автономное питание, возможна в нескольких режимах, выбор которых, в зависимости от категорий скважин и решаемых задач, осуществляется автоматически или под управлением с поверхности.

Опытные работы, выполненные при помощи программно-управляемой аппаратуры, показали наличие значительных расхождений измеренных и расчетных значений давлений. В основу методики исследований были положены многократные, согласованные во времени, прямые измерения забойных давлений глубинным прибором и времени прохождения звуковой волны (эхометрирование).

Для исключения ошибок в определении скорости звука в затрубном пространстве с измерением времени прохождения звуковой волны до отметки ГЖР определялась и глубина его нахождения геофизическими методами.

В итоге, оснащение геофизическими приборами опорной сети скважин месторождений предоставляет принципиально новые возможности информационного обеспечения разработки, т. к. позволяет организовать площадную систему прямых измерений параметров работы продуктивных пластов в действующих скважинах и, помимо оптимизации режимов эксплуатации отдельных скважин, появляется возможность создания постоянно обновляющихся баз данных для выполнения мониторинга разработки месторождений.

2.4 Факторы влияющие на работу УЭЦН

Градация фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, по степени влияния осложняющих факторов на надежность работы погружного оборудования производится по следующим категориям осложнения:

• коррозионная агрессивность пластовой жидкости;
• влияние мехпримесей/абразивных частиц;
• отложения солей;
• газосодержание в зоне подвески УЭЦН;
• температура в зоне подвески УЭЦН;
• АСПО;
• образование высоковязких эмульсий;
• повышение вязкости нефти.

Коррозионная агрессивность пластовой жидкости

Коррозионную агрессивность пластовой жидкости характеризуют факторы, такие как, количество растворенных солей, концентрация водородных ионов рН, жесткость воды, содержание кислых газов, наличие органических веществ. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и количественного соотношения воды и углеводорода в двухфазной среде.

Большое влияние на коррозионный процесс оказывает сероводород, увеличивая скорость коррозии металла. При росте в пластовой жидкости содержания сероводорода скорость коррозии увеличивается линейно.

Учитывая большое количество факторов, влияющих на скорость коррозии, разделение скважин на категории производится исходя из интенсивности коррозионного разрушения подземного оборудования. Отнесение скважин к категориям 1, 2, 3 производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (низкая коррозионная агрессивность).

а) Скважины, в которых не отмечаются отказы любого вида подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии;

• б) Не производится отбраковка подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии после работы в скважине;
• в) В составе добываемой жидкости не содержатся агрессивные компоненты (в скважине не требуется применение оборудования в коррозионностойком исполнении и/или проведение ингибиторной защиты).

Категория скважин 2 (высокая коррозионная агрессивность).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии;

• б) Производится отбраковка подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) по причине коррозии после работы в скважине;
• в) По составу агрессивных компонентов в добываемой жидкости ( в скважине применяется оборудование в коррозионностойком исполнении и/или производится ингибиторная защита).

Категория скважин 3 (очень высокая коррозионная агрессивность).

а) Скважины находятся в ЧРФ из-за коррозионного разрушения подземного оборудования по результатам работы ПДК (количество отказов по причине коррозии НКТ, УЭЦН, кабеля — 3 и более отказов в год);

• б) Срок эксплуатации подземного оборудования (УЭЦН, НКТ, кабель) в скважине до отбраковки по причине коррозии — менее 1 года;
• в) По составу агрессивных компонентов в добываемой жидкости (в скважине применяется оборудование в коррозионностойком исполнении и/или производится ингибиторная защита).

Влияние мехпримесей/абразивных частиц

Определение степени влияния механических примесей/абразивных частиц на работу насоса является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам засорения рабочих органов УЭЦН.

Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость).

В существующей практике лабораторными исследованиями в основном определяется только один параметр — концентрация взвешенных частиц (КВЧ).

Поэтому наиболее ценной является информация о состоянии оборудования, применявшегося на данной скважине ранее.

Отнесение скважин по степени влияния мехпримесей/абразивных частиц по категориям 1, 2, 3, 4 производится при наличии (обнаружении) на скважине ниже перечисленных условий.

Категория 1 ( низкое влияние мехпримесей).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа или засорения насосных секций (по данным дефектации);

• б) В составе добываемой жидкости не содержатся абразивные частицы (не требуется применение износостойкого оборудования);
• в) Массовая концентрация взвешенных частиц — до 0,2 г/л.

Категория скважин 2 (низкая абразивность).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам засорения насосных секций (данные дефектации), износ рабочих органов отсутствует;

• б) В составе добываемой жидкости не содержатся абразивные частицы (не требуется применение износостойкого оборудования);
• в) Массовая концентрация взвешенных частиц — более 0,2 г/л.

Категория скважин 3 (высокая абразивность).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа и/или засорения насосных секций ( данные дефектации);

• б) В составе добываемой жидкости содержатся абразивные частицы (до 7 баллов по шкале Мооса);
• в) Массовая концентрация твердых частиц — до 0,5 г/л.

Категория скважин 4 (очень высокая абразивность).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы по причинам износа и/или засорения насосных секций (данные дефектации).

Оборудование в неизносостойком исполнении в данной скважине имеет 3 и более отказа в год (ЧРФ);

• б) В составе добываемой жидкости содержатся абразивные частицы (до 7 баллов по шкале Мооса);
• в) Массовая концентрация твердых частиц — более 0,5 г/л.

Отложения солей

Отложение солей происходит в случаях, ели нарушено равновесное состояние растворенных примесей в результате изменений температуры, давления и турбулентности, которым подвержена вода, например: при поступлении в ствол скважины, на приеме насоса и т.д. Следует учитывать, что состав и тенденции солеобразования могут меняться на разных стадиях разработки месторождения в результате закачки воды, а также зависит от изменений режима работу УЭЦН в скважине и конструкции ступеней насоса.

Отнесение скважин к категориям 1, 2 производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (отсутствие солевых отложений).

а) Скважины, в которых не отмечаются отказы любого вида подземного оборудован8я по причине солевых отложений;

• б) Скважины, в которых не наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).

Категория скважин 2 (наличие солевых отложений).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по причине солевых отложений;

• б) Скважины, в которых наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).

в) Скважины, в которых не наблюдаются отложения солей на подземном оборудовании в результате проведения мероприятий по ингибиторной защите.

АСПО, образование высоковязких эмульсий, повышенная вязкость нефти

Отнесение скважин к категориям осложнений: АСПО, образование высоковязких эмульсий и повышенная вязкость нефти, производить при наличии (обнаружении) на скважине одного из ниже перечисленных условий.

Категория скважин 1 (отсутствие осложнений).

а) Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по данной причине;

• б) Скважины, в которых не наблюдаются отложения АСПО на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации).

Категория скважин 2 (наличие осложнений).

Скважины, в которых отмечаются отказы любого вида подземного оборудования по данной причине;

• б) Скважины, в которых наблюдаются отложения АСПО на подземном оборудовании (по данным подъема, демонтажа УЭЦН на устье, по результатам дефектации);

• в) Скважины, в которых не наблюдаются данные осложнения в результате проведения мероприятий по ингибиторной защите;
• г) По результатам лабораторных исследований проб добываемых жидкостей (высокое содержание парафина в нефти — более 5%, высокая динамическая вязкость нефти и эмульсий — более 10 мПа*с (сПуаз) в стандартных условиях.

Газосодержание в зоне подвески УЭЦН

Температура в зоне подвески УЭЦН определяется расчетным путем на основании общих данных итоговой таблицы (данные по параметрам и характеристикам пластовых жидкостей, параметрам работы УЭЦН, характеристикам оборудования и т.д.)

Отнесение скважин к категориям 1, 2, 3 производится Системой ТНКВР-GAMS в автоматическом режиме согласно нижеследующим критериям.

Категория скважин 1 (невысокая температура) — температура на выходе насоса менее 90 ?С;

• Категория скважин 2 (высокая температура) — температура на выходе насоса 90-120 ?С;
• Категория скважин 3 (очень высокая температура) — температура на выходе насоса более 120 ?С.

2.5 Расчет количества поступающего в скважину газа

Исторически сложилось, что в технических условиях многих серийно-выпускаемых российских центробежных насосов проводится значение допустимого газосодержания 25% для всех типов и конструкций насосов без учета иных факторов.

Рис. 2.3 Влияние воздуха, попадающего в насос, на режим его работы

1. При газосодержании до 2% насос развивает практически тот же напор, что на гамогенной жидкости.

2. При повышении газосодержания наблюдается снижение напорной характеристики насоса, но насос работает стабильно.

3. при дальнейшем повышении газосодержания снижение напорной характеристики центробежного насоса сопровождается колебаниями развиваемого насосом давления, потребляемой мощности — нестабильностью работы насоса.

4. При достаточно высоком значении газосодержания ГЖС проточные каналы ступеней насоса забиваются газом, насос перестает развивать напор. Это режим срыва подачи насоса.

Допустимое значение газосодержания ГЖС должно обеспечить работу насоса без колебаний параметров насоса, так как эти колебания приводят к повышению уровня вибрации и, как следствие, к снижению наработки насоса.

К настоящему времени известно, что допустимое газосодержание ГЖС на входе центробежного насоса зависит от следующих параметров:

• типа и конструкции ступени;
• обводненности «в» ГЖС;
• давления на входе насоса;
• режима работы ступени;
• частоты вращения.

Накопилось много информации о влиянии этих факторов. Ниже приводятся некоторые из этих данных.

а) Прогнозные границы стабильной, без колебания параметров, работы центробежных насосов в координатах «газосодержание — давление на входе» приведены в работах американских исследователей Тарпина (1986 г.) и Дунбара (1989 г.) (рис.2.4).

1-диспергированная смесь; 2-не диспергированная смесь; I-экспериментальные значения; II- теоретический расчет, исходя из эксперементальных значений; III- теоретический расчет, исходя из обобщенной зависимости;

• Рис. 2.4 Границы приемлемой работы ЭЦН по Тарпину и Дунбару

Газосодержание на рис.2.4 определено как отношение объемной подачи газа к объемной подачи смеси. Здесь, кроме того, дана точка, приводимая в технических условиях российских производителей. Эта точка соответствует газосодержанию 25% и по умолчанию предполагает минимальное давление на входе насоса, равное 30 кг/см?.

Возьмем за основу кривую Дунбара как более обоснованную, так как она получена в результате большого объема промысловых испытаний широкого ряда насосов. Тогда можно провести кривую, соответствующую российскому опыту и нефтепромысловой практике.

б) В российских погружных центробежных насосах применяются в настоящее время три конструкции ступеней (рис.2.5): наиболее употребительные с разгруженным рабочим колесом и двухопорные — ступени низкой и средней производительности и центробежно-вихревые ступени (рис.2.5в).

а- с разгруженным рабочим колесом, б- двухопорная. 1- корпус; 2- направляющий аппарат; в- ступень центробежно-вихревая. 1- вал; 2-шпонка; 3- рабочее колесо; 4- радиальные лопатки; 5- направляющий аппарат; 6- нижняя опорная шайба; 7- верхняя опорная шайба; 8- корпус насоса;

• Рис. 2.5 Конструкция ступеней погружных насосов

Установлено, что допустимое газосодержание ГЖС для центробежных двухопорных ступеней и центробежно-вихревых ступеней по проведенным экспериментам примерно в полтора — два раза выше допустимого газосодержания для центробежных с разгруженным рабочим колесом ступеней. Это допустимое газмсодержание мжжно принять равным 35%.

в) Допустимое значения газосодержания 25 и 35% относятся к случаю откачки свободной нефти. Ясно, что при предельной обводненности пластовой жидкости (99%) значения допустимых газосодержаний должны быть незначительными.

Необходимо установить границы приемлемой работы центробежных Насосов в зависимости вышеприведенных факторов. Работа насосов на ГЖС без колебаний параметров позволит повысить наработки этих насосов

Рис. 2.6 Влияние технологических параметров на значение срывного газосодержания

В итоговой таблице производится оценка количества свободного газа поступающего в насос. Это позволяет оценить режим работы установки и выявить возможные несоответствия в данных.

Рис. 2.7 Расчет количества газа на приеме насосав текущих условиях

Количество свободного газа поступающего в насос оценивается по формуле:

(1)

Где — расход газа поступающего в насос (в условиях насоса), м3/сут,

• дебит нефти в стандартных условиях, м3/сут,
• газовый фактор, м3/т,
• давление на приеме насоса, атм.,
• давление на приеме насоса, атм.,
• коэффициент сепарации газа насосом,
• объемный коэффициент газа, зависящий от давления и температуры.

Зная объемный расход газа поступающего в насос, можно вычислить процент свободного газа поступающего в насос

(2)

Известно, что устойчивая работа насоса определяется количеством свободного газа поступающего на вход. Для ЭЦН эта величина не должна превышать 20%.

2.6 Подбор установки ЭЦН для эксплуатации скважин

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 “забой скважины — прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже 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, токонесущий 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 коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

2. Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН к скважине.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, 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/куб.м:

• воды;
• сепарированной нефти;
• газа в нормальных условиях;

2.Вязкости, м2 / с:

• 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 температурый градиент, С, С/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 диамет и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1.Определяем плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:

см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г

где н — плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

в — плотность пластовой воды,

г — плотность газа в стандартных условиях;

• Г- текущее объемное газосодержание;
• b- обводненность пластовой жидкости.

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

Рзаб = Рпл — Q / Kпрод

где Рпл — пластовое давление;

• Q -заданный дебит скважины;
• Kпрод — коэффициент продуктивности скважины.

3.Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин = Lскв — Pзаб / см g

4.Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15):

Рпр = ( 1 — Г ) Рнас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Рнас — давление насыщения.

5.Определяем глубину подвески насоса:

L = Ндин + Pпр / см g

6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

• T = Tпл — (Lскв — L) * Gт;
• где Tпл — пластовая температура;
• Gт — температурный градиент.

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

B* = b + (1-b) [ 1 + (B — 1) Pпр / Pнас

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

• b — объемная обводненность продукции;
• Pпр — давление на входе в насос;
• Pнас — давление насыщения.

8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

Qпр = Q * B*

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

Gпр = G [ 1- (Pпр / Рнас )],

Где G — газовый фактор.

10.Определяем газосодержание на входе в насос:

вх = 1 / [(( 1 + Рпр ) В*) / Gпр ] + 1

11.Вычисляем расход газа на входе в насос

Qг.пр.с = Qпр вх / ( 1 -вх )

12.Вычисляем приведенную скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

C = Qг.пр.с / f cкв

Где f cкв — площадь сечения скважины на приеме насоса.

13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

= вх / [ 1 + ( Cп / C ) пр ]

где Сп — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Сп = 0,02 см/c при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/c при b > 0,5).

14.Определяем работу газа на участке «забой-прием насоса»:

Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 — 0,4 )] — 1 }

15.Определяем работу газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:

Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 — 0,4 )] — 1 },

где буф = 1 / [(( 1 + Рбуф ) Вбуф*) /Gбуф ] + 1;

буф = буф / [ 1 + ( Cп / C ) буф ]

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

16.Определяем потребное давление насоса:

Р = g Lдин + Рбуф — Pг1- Pг2

где Lдин — глубина расположения динамического уровня;

• Рбуф — буферное давление;
• Pг1-давление работы газа на участвке «забой-прием насоса»;
• Pг2-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 выбираем типоразмер погружного центробежного насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «0» (напор, мощность).

18.Определяем коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:

KQ = 1 — 4,95 0.85 QоВ -0.57

где — эффективная вязкость смеси;

• QоВ — оптимальная подача насоса на воде.

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

K = 1 — 1.95 0.4 / QоВ 0.27

20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр / fскв )],

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

21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:

q = Qж.пр / QоB

где QоB — подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса .

22.Определяем относительную подачу на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:

qпр = Qж.пр / QоB KQ

23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

пр = вх ( 1 — Кс )

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

КН = 1 — ( 1.07 0.6 qпр / QоB 0.57 )

25.Определяем коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

К = [ ( 1 — ) / (0.85 — 0.31 qпр )A ]

где А = 1 / [ 15.4 — 19.2 qпр + ( 6.8 qпр )2 ]

26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

Н = Р / g К КН

27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:

Z = H / hст

где hст — напор одной ступени выбранного насоса.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается 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 повторить 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 изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики

28.Определяем КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

= 0.8 К Кq оВ

где оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29.Определяем мощность насоса:

N = P Q /

30.Определяем мощность погружного двигателя:

NПЭД = N / ПЭД

31.Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:

Ргл = гл g L + Рбуф + Рзаб — Pпл

где гл — плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Нгл = Ргл / гл g

Величина Нгл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики.

Определяем мощность насоса при освоении скважины:

N гл = P гл Q /

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

N ПЭД. гл = N гл / ПЭД

32. Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса:

• Т > [T]

где [T] — максимально-допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

33.Проверяем установку 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 расчитываем скорость потока откачиваемой жидкости: