Анализ эффективности эксплутации скважин, оборудованных УЭЦН, в НГДУ "Повхнефть" на Поволжском месторождении

 
 
 
 
 
 

3.1  Принцип упрощенного  подбора УЭЦН (предложенный  П.Д.Ляпковым) для  случая, когда дебит  жидкости скважины  в стандартных  условиях задан

 

     Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей; конструкцию эксплуатационной  обсадной колонны. Глубину спуска насоса Lн находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе βвх. Для этого строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока β вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (кривые 1 и 3 на рисунке 1).

Расходное газосодержание потока определяют по формуле:

 

                 β=V/(V+q)                                                                                              (3.1.1)

 

По кривой 3 оценивают предварительную глубину  спуска насоса (по допустимым значениям  объемного газосодержания на приеме насоса;

 β_вх = (0,05¸0,25) и давление Р_вх (по кривой 1).

 

             Pу   Pвх           Рзаб   Рвык                    Давление P(L)

    

             1 

 

                                                                                  3

      Lн

    

                                                                                 2

 

    

                                   βвх                     Газосодержание β

 

Рисунок 4 -  График определения глубины погружения УЭЦН по расходному газосодержанию на входе и давлений на приеме и выкиде насоса.

 

      При расчете распределения в НКТ  их диаметр d устанавливают с учетом дебита:

      Q_жсу < 150 м³/сут, d = 60 мм;

      150 < Q_жсу < 300 м³/сут, d = 73 мм;

      Q_жсу > 300 м³/сут, d = 89 мм.

      По  кривым 1 и 2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений, требуемый  для получения заданного дебита:

 

          Р_с  = Р_вык - Р_вх                                                                                            (3.1.2)

 

      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. Поэтому далее оцениваем подачу Q_в и напора Н_вс , которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости (с учетом влияния на рабочую характеристику насоса свободного газа в ГЖС, проходящей через насос, и ее вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q_жсу с выбранной глубины L_н . По данным Q_в  и Н_вс и паспортным характеристикам подбирают тип насоса, удовлетворяющий условиям:

 

      0,65 ≤ Q_в/Q_в.опт ≤ 1,25                                                                                   (3.1.3)

 

      где Q_в –паспортная подача насоса при оптимальном режиме.

 

      Н_вс ≤ Н_пв - ∆Н                                                                                               (3.1.4)

 

      где Н_пв –напор насоса по паспортной характеристике, соответствующий производительности Q_в ,м; ∆Н – поправка для пересчета Н_пв в вероятный напор при работе на воде:

 

      ∆Н=  0,92*Н_в.опт / 3,9 - 0,023*_Qв.опт                                                              (3.1.5)

 

      где Н_в.опт, Q_в.опт – оптимальный напор (в м) и оптимальный расход (в м³/сут) по паспортной характеристике насоса.

      Возможность запуска скважины агрегатом устанавливают  по результатам сравнения баланса  напоров Н_осв, развиваемых насосом при пуске скважины, с величиной (Н_пQ_охл - ∆Н), где Н_пQ_охл – напор насоса по его паспортной характеристике при минимально допустимом дебите жидкости Q_охл и длительной непрерывной эксплуатации двигателя. Если Н_осв ≥ 0,98(Н_пQ_охл-∆Н),то скважина может быть освоена насосом. Q_охл соответствует минимально допустимому расходу жидкости в кольцевом пространстве между корпусом электродвигателя и стенкой обсадной трубы, когда обеспечивается необходимый режим охлаждения ПЭД:

 

      Q_охл = 86400*ω_охл*π*(D²_эк-D²_д)/4,                                                            (3.1.6)

 

      где ω_охл – минимально допустимая скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (определяется по специальным таблицам); D_эк, D_д – диаметры обсадной трубы и корпуса двигателя.

      Если  это условие не соблюдается, то необходимо заново подобрать насос с большими возможностями или установить газосепаратор на его приеме. Может оказаться, что необходимая характеристика насоса по напору Н не соответствует (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшего по параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют (уменьшают) путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением (частичным изъятием) некоторого числа ΔZ ступеней насоса с заменой их вкладышами. Число ступеней, которые следует удалить, определяют по формуле

 

      ΔZ= Z_o ΔH / H ,                                                                                             (3.1.7)

 

      где Z_o – это общее число ступеней в насосе; ΔH и Н – избыточный и развиваемый напор при полном числе ступеней.

      Если  используют штуцер, то снижается К.П.Д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса).

 

3.2 Методика подбора  оборудования и  режима работы  скважин,

оборудованных УЭЦН (Девликамовым В.В, Зейгман Ю.В  УНИ-87г.)

 

      В зависимости от условий эксплуатации различают два случая подбора оборудования и установления режима работы установок УЭЦН:

• подбор при ограниченном отборе жидкости из скважины;
• подбор при неограниченном дебите.

      Для осуществления расчетов по первому  варианту рекомендуется следующая  последовательность:

      1.По  уравнению притока жидкости из  пласта в скважину при установившемся  режиме определяют величину забойного  давления.

      2.Задаваясь  несколькими значениями забойного  давления, определяют для них  зависимость изменения давления  в стволе скважины от кровли  пласта, до сечения в котором объемное газосодержание равно 0.3-0.5. Полностью линия изменения давления строится до давления, соответствующего давлению на статическом уровне жидкости в скважине.

      3.По  результатам расчетов строят  зависимость изменения содержания свободного газа в жидкости по стволу скважины. Иногда для сокращения объема расчетов определяют лишь минимальное, среднее и максимальное объемное газосодержание.

      4.Для  заданных физико-химических свойств  продукции скважины, нормы отбора  и выбранных вариантов глубин спуска насоса в скважину – определяют изменение давления в колонне НКТ.

      5.Исходя  из полученного вида кривых  распределения давления по стволу  скважины и колонны НКТ определяют  для выбранных вариантов глубины  спуска насоса величину давления, которое должен развивать насос.

      6.Находят  удельную энергию, которая должна  быть сообщена жидкости, чтобы  при заданных глубинах спуска  насоса в скважину и давлениях  на приеме насоса был получен  необходимый дебит.

      7.Определяют  объемные расходы жидкости и  газа через насос при различных глубинах его спуска и выбирают насосы, характеристики которых обеспечивают работу в оптимальном режиме, при подаче, составляющей 0.6-1.2  от оптимальной при работе на воде.

      8.Для  каждого выбранного насоса определяют  оптимальную подачу с учетом вязкости откачиваемой жидкости и изменениям ее величины в различных ступенях насоса. После этого насосы, для которых подача не укладывается в диапазон, выбранный согласно П.7 в дальнейшем не рассматриваются.

      9.Определяют  напоры насосов при работе на воде при спуске их на глубины, определенные в П.2.

      10.На  основе полученных данных строят  поля “Q-H” для всех выбранных типов насосов.

      11.Проверяют  соответствие выбранных насосов  требованиям, определенным для  конкретной скважины с учетом  изнашивания механическими примесями узлов насоса и при необходимости изменяют число ступеней насоса.

      12.С  учетом полученных характеристик  определяют глубину спуска и  напор для всех выбранных вариантов,  находят к.п.д. насоса.

      13.Определяют  мощность потребляемую насосом.

      14.Для  каждого насоса с учетом соответствия  размеров двигателя и насоса  выбирают погружной электродвигатель.

      15.Определяют  минимально-допустимую подачу жидкости, соответствующую режиму работы  насоса при освоении скважины.

      16.Для  выбранных двигателей выбирают трансформатор и станцию управления. С учетом кривизны ствола скважины и в соответствии с силой тока определяют длину кабеля и его сечение.

      17.Находят  температуру ПЭД, исходя из  потери мощности и коэффициентов,  характеризующих каждый типоразмер  выбранного двигателя.

      18.Определяют  температуру нагрева двигателей  при работе их в выбранных  вариантах установок. 

      19.С  учетом потерь мощности и напряжения  в кабеле при рабочем и пусковом  режимах ПЭД – уточняют типоразмер  выбранного кабеля.

      20.На  основе полученных данных находят мощность, потребляемую установкой в целом. При этом учитывают мощность, потребляемую электродвигателем, потери мощности в кабеле и К.П.Д. трансформатора.

      21.С  точки зрения прочности и соответствия  радиальных габаритов муфт НКТ,  погружного агрегата и кабеля уточняется диаметр НКТ.

      22.Оределяют  капитальные затраты на оборудование  скважины по всем вариантам.

      23.С  учетом действующих норм на  амортизацию оборудования определяют  эксплуатационные затраты.

      24.Окончательный  вариант выбирают исходя из сопоставления годовых затрат, температур нагрева ПЭД и глубин подвесок насоса.

      Методы  подбора установок ПЦЭН при неограниченном дебите жидкости из скважины отличается от рассмотренной выше и применяется  в тех случаях, когда дебит  скважины превышает подачу при соответствующем напоре любой из имеющихся насосных установок. В этом случае решение задачи сводится к определению такого типоразмера установки, которая обеспечила бы для заданных условий дебит наиболее близкий к максимально возможному, а затраты на подъем 1т нефти были бы минимальными. Последовательность расчетов в этом случае должна быть следующей:

      1.Исходя  из ориентировочного дебита, выбирается  диаметр колонны НКТ.

      2.Для  нескольких значений дебита, близких  к предполагаемому, расчитываются  кривые изменения давления в колонне НКТ.