Подбор уэцн к скважине
Программы подбора УЭЦН к скважине
Как я понимаю - вы не в восторге от этой программыПоляков пишет:
Да, видели мы эту программу. Честно говоря за те $$$ 000 которые она стоит мы ожидали программу гораздо более качественного уровня.
Неудобная, непонятная, считает не всегда правильно. Иногда нестыкуемое между собой оборудование предлагала. Не различает насосы с осевой пятой и без. Вообщем ждем чего-нибудь другого.
Но, если говорить серьезно, то я не разделяю вашего мнения. Мы сравнивали возможности. Давайте пройдемся по пунктам.
1. Честно говоря за те $$$ 000 которые она стоит мы ожидали программу гораздо более качественного уровня.
Стоимость одной лицензии очень, очень сильно похожа на стоимость программ аналогов, таких как Subpump, WellFlo.
2. Неудобная, непонятная.
Программа на русском, процесс расчета идет в режиме шаг-за-шагом. То есть вы сначала последовательно задаете свойства нефти, пласта, условия притока и далее выбираете насос, двигатель для этого насоса и так далее до окончания расчета и выбора вариантов. Идем от простого к сложному.
3. Считает не всегда правильно.
Как я писал ранее, данная программа является коммерческим вариантом внутренней программы, которую использует подразделения Шлюма по работе и подбору ЭЦН. Как вы считаете - может ли программа, которая была создана очень давно и используется во всем мире Шлюмами для подбора ЭЦН считать неправильно? Правильный ответ здесь будет-Нет. Почему? Да, потому что, алгоритм расчета, давно был уже "вылизан". В западных компаниях этот процесс поставлен очень хорошо, поверьте.
4. Иногда нестыкуемое между собой оборудование предлагала.
В процессе подбора оборудования программа делает выборку из базы данных, после чего вы сами, подчеркиваю, сами должны выбрать что-то для продолжения подбора. Поэтому данная фраза не очень понятна.
5. Не различает насосы с осевой пятой и без.
Вот этот пункт, я, если честно также не понял. Поймите, пожалуйста, если бы в процессе работы с этой программой у инженеров Шлюма возникла потребность выбора насосов, отдельно с осевой пятой и без - то это было бы сделано. Как я понял, инженеров Шлюма больше интересует вопрос о нагрузке на осевой подшипник, например.
6.Вообщем ждем чего-нибудь другого.
Программ аналогов на рынке сейчас много. Даже внутри Шлюма можно использовать как Pipesim, так и ESP Designer для подбора ЭЦН. Кстати, Pipesim для подбора ЭЦН даже проще. Там всего 3 кнопки - выбрать, рассчитать и установить. Может быть вам понравится .
P.S. Я люблю критику, но критику конструктивную. А так миру-мир, хорошо ?
www.petroleumengineers.ru
Методика подбора УЭЦН для скважин
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.
Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 4469;
Похожие статьи:
poznayka.org
По какой методике проводится подбор УЭЦН к скважине?
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.
Дата добавления: 2016-06-15; просмотров: 2520;
Похожие статьи:
poznayka.org
Экспресс-методика подбора ЭЦН к нефтедобывающей скважине - Добыча и переработка
Идея данного метода заключается в построении гидродинамической (т. е. напорной) характеристики скважины Нскв = f(QЖ) 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 QЖ (м3/сут), при котором напор, развиваемый насосом, равен полным потерям напора в скважине и трубопроводе. Поэтому уравнение баланса напоров имеет вид
где Нскв – 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; Ннас – напор, развиваемый погружным насосом, м; QЖ – дебит скважины по жидкости, равный подаче насоса, м3/сут. Напорную заводскую характеристику насоса на воде (число ступеней n0 = 100, t = 200 °С, pв = 1000 кг/м3) можно аппроксимировать квадратным уравнением вида HН = h – bQ2 или HН = h + aQ – bQ2,
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 Нвертдин – динамический уровень по вертикали (разность высотных отметок верхней и нижней точек), м; hTP – потери на трение на всем пути ГЖС от забоя до сепаратора, м; – средняя плотность флюида в интервале между насосом и устьем скважины, кг/м3; hСЕП – потери напора в сепарационной емкости, м; НÖ напор соответствующий газлифтному эффекту, м; РУ – 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 pв = 1000 кг/м3 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/м3; – гидравлическое сопротивление НКТ и выкидной линии соответственно, с2/м5; – глубина пласта по вертикали, м; – пластовое давление, Па; KПР – коэффициент продуктивности скважины, м3/с•Па; – давление на устье скважины, Па; PСЕП – давление в сепараторе, Па; – плотность флюида на устье скважины, кг/м3; g=9,81– ускорение свободного падения, м/с2.
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
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.
neftegaz.ru
Подбор УЭЦН к скважине — Студопедия
Расчет подбора УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике.
Расчеты подбора базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями "Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН", при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин), давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже чем 0,7-0,8 давления насыщения, установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ "Спутник" и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН.
Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ.
После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЦБПО ЭПУ принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип насоса, двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН.
studopedia.ru
Подбор УЭЦН к скважине
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
для оборудованных УЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента выхода на режим.
Вывод на режим осуществляется следующим образом:
После запуска установка отрабатывает не более 1 часа, так как в это время установка будет откачивать жидкость, расположенную выше приемной сетки насоса, и при этом двигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.
Если после отключения установки уровень в скважине не восстанавливается (учитывая слив жидкости), то через 1,5 часа вновь запускают установку.
Отрабатывают не более 1 часа и повторяют чередование остановок и запусков до тех пор, пока не начнется процесс восстановления уровня жидкости в скважине.
Определяют приток жидкости из пласта по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса (с учетом слива с лифта НКТ).
Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня в ней производят до тех пор, пока система «установка-скважина» не выйдет на режим, то есть пока подача и динамический уровень не будут постоянными при достаточной скорости охлаждения двигателя.
Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Периодический режим работы не соответствует понятию эксплуатации УЭЦН в нормальном режиме.
Вслучае задержки появления подачи и меньшего дебита необходимо определить правильность направления вращения валов УЭЦН фазировки по опрессовочному давлению развиваемому УЭЦН (при правильной фазировке оно больше и растет значительно быстрее). Если при правильном направлении вращения подача появляется позже и дебит УЭЦН меньше, чем указано в таблице - проверяют герметичность НКТ и наличие в них свободного прохода. Опрессовку лифта УЭЦН производить давлением не более 60 кгс/см2.
Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения
динамического уровня в скважине (при условии что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны: 5" колонна без НКТ - 1,33 м3; 5" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2,5"
-0,9 м3, то же для НКТ 2" - 1,05 м3; 6"колонна без НКТ - 1,77 м3; 6" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ2,5" - 1,35 м3. Объем обсадной колонны без НКТ принимается в расчет в случае, если подача на устье еще не появилась (НКТ пустые).
Вслучае, если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, недопустима непрерывная работа УЭЦН более 1 часа (ЭЦН5А - более 0,5 часа).
Столб жидкости над приемом насоса не должен быть меньше 400 метров, снижение уровня ниже этой величины недопустимо (для газопроявляющих скважин эта величина больше и устанавливается НГДУ для различных пластов самостоятельно).
Приток жидкости из пласта определять по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса. Если этот приток больше 30 % от номинальной производительности насоса, скважину можно переводить на периодический режим работы с длительностью цикла до 10 часов, с обязательным ежедневным периодическим контролем уровня, дебита и давлений. Для ЭЦН5А приток должен быть не менее 75 % от номинальной производительности.
Длительная (до 10 часов без остановки) работа УЭЦН возможна только при прокачке через насос объема жидкости, соответствующего 30 % от номинальной производительности. Длительная работа УЭЦН без притока из пласта недопустима, время непрерывной работы при этом ограничивается: для двигателей мощностью до 32 КВт - 2 часа, 45 КВт - 1 час, мощностью свыше 45 КВт - 30 минут. Для охлаждения загруженного на 70 % двигателя ПЭД мощностью до 45 КВт диаметром 117 мм достаточно притока из скважины около 13-15 м3/сут, для двигателей такой же мощности диаметром 103 мм - около 27-30 м3/сут. Исходя из этих требований все малодебитные установки (Э-20 и Э-50) должны комплектоваться двигателями габарита 117 мм, а запускать такие скважины в работу необходимо только после замены жидкости глушения на нефть, для облегчения процесса возбуждения пласта и длительной безостановочной работы УЭЦН.
studfile.net
Программный пакет по подбору и анализу работы установок электроцентробежных насосов - Приборостроение
Проведение инженерных расчетов в области добычи нефти с использованием систем механизированной добычи, особенно установками электроцентробежных насосов (далее - УЭЦН), является актуальной задачей.
Проведение инженерных расчетов в области добычи нефти с использованием систем механизированной добычи, особенно установками электроцентробежных насосов (далее - УЭЦН), является актуальной задачей.
На текущий момент большая часть добычи активов компании Лукойл Оверсиз обеспечивается за счет УЭЦН. Повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин погружными насосами является весьма серьезной, комплексной проблемой, решить которую можно лишь совместными усилиями ученых, машиностроителей и нефтяников. Одним из наиболее важных этапов является корректный подбор погружных установок для условий конкретной скважины.
Правильность расчетов сильно влияет на достижение целевых показателей добычи: межремонтный период, наработка на отказ, что, в конечном счете, влечет сокращение текущих и капитальных расходов, таких как расходы на проведение операций по замене погружного оборудования, упущенная выгода от простоя скважины, повышенный расход электроэнергии и ряд других расходов.
К задачам инженерных расчетов относятся:
- подбор скважинного оборудования УЭЦН,
- анализ работы скважинного оборудования.
Известны 2 подхода к проведению расчетов - расчет по методике П. Ляпкова, разработанной еще в СССР, и так называемой методике узлового анализа (nodal analysis), нашедшей широкое применение на Западе.
Большинство коммерческих программ, применяемых для подбора и анализа УЭЦН, применяют 1 из этих методик. Расчеты включают в себя определение PVT-параметров потока, расчет режимов работы УЭЦН, необходимость использования дополнительного оборудования (газосепаратор, устьевой штуцер), а также расчет параметров этого оборудования.
Автором был разработан программный комплекс для проведения расчетов по подбору УЭЦН. Основой послужила методика П. Ляпкова. В отличие от стандартной методики П. Ляпкова методика, реализованная автором, адаптирована для компьютерных расчетов. Разработанная программа позволяет провести детальный анализ характеристик потока по любым корреляциям - исследовать структуру потока в любой точке скважины, истинное газосодержание, приведенные скорости движения фаз и т.п. Кроме того, программа построена так, что в дальнейшем возможна ее модификация, которая при необходимости позволит произвести сравнение методики П. Ляпкова с методами узлового анализа не только в целом, но и по отдельным элементам расчета - расчету PVT-свойств скважинной продукции, расчет по разным корреляциям многофазного потока. Это расширяет диапазон возможностей для инженера при выборе типа корреляции.
В программный пакет интегрирована база данных по насосам, используемых в современной промышленности, что позволяет утверждать о его автономности и полной самостоятельности.
Интуитивно понятный интерфейс делает возможным массовое использование данной методики подбора на промыслах в качестве экспресс-подбора. Программа реализована на основе среды VBA, что устраняет необходимость установки дополнительного программного обеспечения.
Программа рассчитана для использования как в практических целях, так и в качестве учебного пособия для студентов.
Список литературы
1. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине: учеб. пособие. М.: МИНГ, 1987. 71 с. 73
2. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза: справочник: М.: Недра, 1980. 583 с.
3. Штоф М.Д. Расчет свойств пластовых нефтей: метод. руководство. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1974. 40 с.
4. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти: учеб. пособие. М: МИНГ, 1982. 79 с.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Недра, 2007
neftegaz.ru
Лекция №5. Установки погружных центробежных скважинных электронасосов (УЭЦН) — Студопедия
Цель лекции:Изучение оборудования погружных центробежных скважинных электронасосов
Ключевые слова:электродвигатель с гидрозащитой, погружной насос.
Область применения УЭЦН — это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10 ¸ 1300 м3/сут и высотой подъема 500 ¸ 2000 м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.
Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси. Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК — коррозионностойкое.
Установка (рисунок 24) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемой в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).
Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.
В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы — 5; 5А и 6:
· установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121.7 мм;
· установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;
· установки группы 6 поперечным габаритом 140.5 мм — в скважинах внутренним диаметром не менее 148.3 мм.
Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0.5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25 %; сероводорода не более 1.25 г/л; воды не более 99 %; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6 ¸ 8.5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90 ˚С (специального теплостойкого исполнения до + 140 ˚С).
Пример шифра установок — УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. ст.
Рисунок 24 — Установка погружного центробежного насоса
1 — оборудование устья скважин; 2 — пункт подключательный выносной; 3 — трансформаторная комплексная подстанция; 4 — клапан спускной; 5 — клапан обратный; 6 — модуль-головка; 7 — кабель; 8 — модуль-секция; 9 — модуль насосный газосепараторный; 10 — модуль исходный; 11 — протектор; 12 — электродвигатель; 13 — система термоманометрическая.
На рисунке 24 представлена схема установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении, представляющая новое поколение оборудования этого типа, что позволяет индивидуально подбирать оптимальную компоновку установки к скважинам в соответствии с их параметрами из небольшого числа взаимозаменяемых модулей.Установки (на рисунке 24 — схема НПО «Борец», г. Москв<variant> обеспечивают оптимальный подбор насоса к скважине, что достигается наличием для каждой подачи большого количества напоров. Шаг напоров установок составляет от 50 ¸ 100 до 200 ¸ 250 м в зависимости от подачи в интервалах, указанных в таблице 6 основных данных установок.
Выпускаемые серийно УЭЦН имеют длину от 15.5 до 39.2 м и массу от 626 до 2541 кг в зависимости от числа модулей (секций) и их параметров.
В современных установках может быть включено от 2 до 4 модулей-секций. В корпус секции вставляется пакет ступеней, представляющий собой собранные на валу рабочие колеса и направляющие аппараты. Число ступеней колеблется в пределах 152 ¸ 393. Входной модуль представляет основание насоса с приемными отверстиями и фильтром-сеткой, через которые жидкость из скважины поступает в насос. В верхней части насоса ловильная головка с обратным клапаном, к которой крепятся НКТ.
Таблица 6
| Наименование установок | Минимальный (внутренний) диаметр эксп-луатационной колонны, мм | Попереч-ный габарит установки, мм | Подача м3/сут | Напор, м | Мощность двигателя, кВт | Тип газосепаратора |
| УЭЦНМ5-50 | 121.7 | 990 ¸1980 | 32 ¸ 45 | |||
| УЭЦНМ5-80 | 900 ¸ 1950 | 32 ¸ 63 | ||||
| УЭЦНМК5-80 | ||||||
| УЭЦНМ5-125 | 745 ¸ 1770 | 1МНГ5 | ||||
| УЭЦНМК5-125 | ||||||
| УЭЦНМ5-200 | 640 ¸ 1395 | 45 ¸ 90 | 1МНГК5 | |||
| УЭЦНМ5А-160 | 130.0 | 790¸1705 | 32¸90 | МНГА5 | ||
| УЭЦНМ5А-250 | 795¸1800 | 45¸90 | ||||
| УЭЦНМК5-250 | МНГК5А | |||||
| УЭЦНМ5А-400 | 555 ¸ 1255 | 63 ¸ 125 | ||||
| УЭЦНМК5А-400 | ||||||
| УЭЦНМ6-250 | 144.3 | 920 ¸ 1840 | 63 ¸ 125 | |||
| УЭЦНМ6-320 | 755 ¸ 1545 | |||||
| УЭЦНМ6-500 | 144.3 или 148.3 | 137 или 140.5 | 800 ¸ 1425 | 90 ¸ 180 | ||
| УЭЦНМ6-800 | 148.3 | 140.5 | 725 ¸ 1100 | 125 ¸ 250 | ||
| УЭЦНМ6-1000 | 615 ¸ 1030 | 180 ¸ 250 |
Насос (ЭЦНМ) — погружной центробежный модульный многоступенчатый вертикального исполнения.
Насосы также подразделяют на три условные группы — 5; 5А и 6. Диаметры корпусов группы 5 ¸ 92 мм, группы 5А — 103 мм, группы 6 — 114 мм.
Модуль-секция насоса (рисунок 25) состоит из корпуса 1, вала 2, пакетов ступеней (рабочих колес — 3 и направляющих аппаратов — 4), верхнего подшипника 5, нижнего подшипника 6, верхней осевой опоры 7, головки 8, основания 9, двух ребер 10 (служат для защиты кабеля от механических повреждений) и резиновых колец 11, 12, 13.
Рабочие колеса свободно передвигаются по валу в осевом направлении и ограничены в перемещении нижним, и верхним направляющими аппаратами. Осевое усилие от рабочего колеса передается на нижнее текстолитовое кольцо и затем на бурт направляющего аппарата. Частично осевое усилие передается валу вследствие трения колеса о вал или прихвата колеса к валу при отложении солей в зазоре или коррозии металлов. Крутящий момент передается от вала к колесам латунной (Л62) шпонкой, входящей в паз рабочего колеса. Шпонка расположена по всей длине сборки колес и состоит из отрезков длиною 400 - 1000 мм.
Рисунок 25 — Модуль‑секция насос
1 — корпус; 2 — вал; 3 — колесо рабочее; 4 — аппарат направляющий; 5 — подшипник верхний; 6 — подшипник нижний; 7 — опора осевая верхняя; 8 — головка; 9 — основание; 10 — ребро; 11, 12, 13 — кольца резиновые.
Направляющие аппараты сочленяются между собой по периферийным частям, в нижней части корпуса они все опираются на нижний подшипник 6 (рисунок 25) и основание 9, а сверху через корпус верхнего подшипника зажаты в корпусе.
Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготавливаются из модифицированного серого чугуна и радиационно модифицированного полиамида, насосов коррозионно-стойкого исполнения — из модифицированного чугуна ЦН16Д71ХШ типа «нирезист».
Валы модулей секций и входных модулей для насосов обычного исполнения изготавливаются из комбинированной коррозионно-стойкой высокопрочной стали ОЗХ14Н7В и имеют на торце маркировку «НЖ» для насосов повышенной коррозионной стойкости — из калиброванных прутков из сплава Н65Д29ЮТ-ИШ-К-монель и имеют на торцах маркировку «М».
Валы модулей-секций всех групп насосов, имеющих одинаковые длины корпусов 3, 4 и 5 м, унифицированы.
Соединение валов модулей-секций между собой, модуля секции с валом входного модуля (или вала газосепаратор<variant>, вала входного модуля свалом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.
Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем — фланцевое. Уплотнение соединений (кроме соединения входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) осуществляется резиновыми кольцами.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (до 55 %) по объему свободного газа, к насосу подсоединяется модуль насосный — газосепаратор (рисунок 26).
Рисунок 26 — Газосепаратор
1 — головка; 2 — переводник; 3 — сепаратор; 4 — корпус; 5 — вал; 6 — решетка; 7 — направляющий аппарат; 8 — рабочее колесо; 9 — шнек; 10 — подшипник; 11 — основание.
Газосепаратор устанавливается между входным модулем и модулем-секцией. Наиболее эффективны газосепараторы центробежного типа, в которых фазы разделяются в поле центробежных сил. При этом жидкость концентрируется в периферийной части, а газ — в центральной части газосепаратора и выбрасывается в затрубное пространство. Газосепараторы серии МНГ имеют предельную подачу 250 ¸ 500 м3/сут., коэффициент сепарации 90 %, массу от 26 до 42 кг.
Двигатель погружного насосного агрегата состоит из электродвигателя и гидрозащиты. Электродвигатели (рисунок 27) погружные трехфазные коротко замкнутые двухполюсные маслонаполненные обычного и коррозионно-стойкого исполнения унифицированной серии ПЭДУ и в обычном исполнении серии ПЭД модернизации Л. Гидростатическое давление в зоне работы не более 20 МПа. Номинальная мощность от 16 до 360 кВт, номинальное напряжение 530 ¸ 2300 В, номинальный ток 26 ¸ 122.5 А.
Рисунок 27 — Электродвигатель серии ПЭДУ
1 — соединительная муфта; 2 — крышка; 3 — головка; 4 — пятка; 5 — подпятник; 6 — крышка кабельного ввода; 7 — пробка; 8 — колодка кабельного ввода; 9 — ротор; 10 — статор; 11 — фильтр; 12 — основание.
Гидрозащита (рисунок 28) двигателей ПЭД предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.
Рисунок 28 — Гидрозащита
а — открытого типа; б — закрытого типа
А — верхняя камера; Б — нижняя камера; 1 — головка; 2 — торцевое уплотнение; 3 — верхний ниппель; 4 — корпус; 5 — средний ниппель; 6 — вал; 7 — нижний ниппель; 8 — основание; 9 — соединительная трубка; 10 — диафрагма.
Гидрозащита состоит либо из одного протектора, либо из протектора и компенсатора. Могут быть три варианта исполнения гидрозащиты.
Первый состоит из протекторов П92, ПК92 и П114 (открытого тип<variant> из двух камер. Верхняя камера заполнена тяжелой барьерной жидкостью (плотность до 2 г/см3, не смешиваемая с пластовой жидкостью и маслом), нижняя — маслом МА‑ПЭД, что и полость электродвигателя. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет переноса барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.
Второй состоит из протекторов П92Д, ПК92Д и П114Д (закрытого тип<variant>, в которых применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.
Третий — гидрозащита 1Г51М и 1Г62 состоит из протектора, размещенного над электродвигателем и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя. Система торцевых уплотнений обеспечивает защиту от попадания пластовой жидкости по валу внутрь электродвигателя. Передаваемая мощность гидрозащит 125 ¸ 250 кВт, масса 53 ¸ 59 кг.
Система термоманометрическая ТМС-3 предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. Имеется подземная и наземная части. Диапазон контролируемого давления от 0 до 20 МПа. Диапазон рабочих температур от 25 до 105 ˚С.
Масса общая 10.2 кг (см. рисунок 24).
Кабельная линия представляет собой кабель в сборе, намотанный на кабельный барабан.
Кабель в сборе состоит из основного кабеля — круглого ПКБК (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского — КПБП (рисунок 29), присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой).
Кабель состоит из трех жил, каждая из которых имеет слой изоляции и оболочку; подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы круглого кабеля скручены по винтовой линии, а жилы плоского кабеля — уложены параллельно в один ряд.
Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 160 ˚С.
Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.
К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.
Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10.1х25.7 до 19.7х52.3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000 ¸ 1800 м.
Рисунок 29 — Кабели
а — круглый; б — плоский; 1 — жила; 2 — изоляция; 3 — оболочка; 4 — подушка; 5 — броня.
Комплектные устройства типа ШГС5805 обеспечивают включение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление с диспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном и автоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального, контроль тока и напряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении (в том числе со встроенной термометрической системой).
Комплексная трансформаторная подстанция погружных насосов — КТППН предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин мощностью 16 ¸ 125 кВт включительно. Номинальное высокое напряжение 6 или 10 кВ, пределы регулирования среднего напряжения от 1208 до 444 В (трансформатор ТМПН100) и от 2406 до 1652 В (ТМПН160). Масса с трансформатором 2705 кг.
Комплектная трансформаторная подстанция КТППНКС предназначена для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов с электродвигателями 16 ¸ 125 кВт для добычи нефти в кустах скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ. КТППНКС рассчитана на применение в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.
В комплект поставки установки входят: насос, кабель в сборе, двигатель, трансформатор, комплектная трансформаторная подстанция, комплектное устройство, газосепаратор и комплект инструмента.
Вопросы для самоконтроля:
1. Основные узлы УЭЦН
2. Назначение гидрозащиты
3. Маркировка УЭЦН
4. Область применения УЭЦН
5. Назначение газосепаратора
Рекомендуемая литература: Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М., Недра, 1984
studopedia.ru
Расчет и подбор оборудования для скважин, оборудованных уэцн
Известно много методик подбора УЭЦН. Реализация любой из методик требует знания достаточно точной информации о приточной характеристике продуктивного пласта и реальной напорно-расходной характеристике УЭЦН. Данное обстоятельство осложняет процесс подбора УЭЦН т.к. не всегда имеются выше приведенные характеристики.
При подборе установки выбирают такие типоразмеры оборудования, что бы обеспечить необходимую норму отбора жидкости из скважины в установившемся режиме работы системы скважина – установка при наименьших затратах. Подбор установки для эксплуатации скважины в условиях НГДУ «Федоровскнефть» производится графическим способом по «РУКОВОДСТВУ по подбору установки электроцентробежного» насоса для условий месторождений НГДУ «Федоровскнефть». Руководство устанавливает порядок определения оптимальных значений типоразмера установки электроцентробежного насоса и глубины подвески погружного агрегата на месторождении.
Промысловые данные свидетельствуют, что напорные водяные характеристики снятые на скважине и на стенде не совпадают между собой. Реальная характеристика проходит на 15 – 20% ниже паспортной. В «Руководстве …» для проведения расчетов построены напорные характеристики, проходящие на 20% ниже паспортных. Под напорной характеристикой подразумевается лишь ее рекомендуемая по техническим условиям часть.
Наиболее тяжелые условия работы установки наблюдаются при ее запуске, когда необходимо откачивать жидкость глушения при значительно ухудшенных фильтрационных характеристиках призабойной зоны пласта. По этой причине при подборе установки продуктивность скважины принимается в два раза меньше фактической.
Продуктивность скважины описывается уравнением притока, графическим изображением которого является индикаторная линия в координатах «дебит – динамический уровень». В процессе исследования скважины методом установившихся отборов отбивается статический уровень и 3 значения динамического уровня. На каждом режиме замеряется дебит скважины и затрубное давление. Полученные данные приводятся к затрубному давлению при котором будет производиться подбор установки. Значения приведенных уровней и замеренных дебитов наносятся на график «дебит – динамический уровень», через полученные точки проводится прямая, которая и является индикаторной линией.
Методика заключается в нахождении оптимального режима работы насосного оборудования путем согласования системы «пласт – лифт - установка». За критерий согласования характеристик в данной методике принято допустимое газосодержание на приеме насоса, которое по техническим условиям УЭЦН составляет 25%. В методике используются вертикальные глубины.
Допустимое давление на приеме насоса в соответствии с требованиями «инструкции по запуску и выводу скважины на режим установок ЭЦН» принимается равным 4 МПа. Рассчитываем давление соответствующее 25% газосодержанию продукции скважины.
Строится гидравлическая характеристика скважины, системы скважина – лифт, представляющая собой зависимость потребного напора от дебита при допустимом давлении на приеме насоса.
После определения разницы давления по графику определяется соответстщий напор Н1, Н2, Н3.
Строится второй рабочий график. На этом графике наносятся точки с координатами (20м3, Н1), (40м3, Н2), (60м3, Н3) и через них проводится прямая.На характеристику скважины накладываются напорные характеристики УЭЦН. Точки пересечения гидравлической характеристики скважин с напорными характеристиками насосов являются режимами согласованной работы всей системы «пласт – лифт – УЭЦН» в целом. Из полученных 3 – 4х вариантов, отличающихся дебитом, забойным давлением, типоразмером установки, глубиной подвески агрегата выбирается оптимальный. Критериями выбора того или иного варианта могут быть кривизна скважины, проектный дебит, допустимое забойное давление и другие ограничения.
Исходные данные:
ЦДНГ-1 куст 220 скважина 2326
Дэ - диаметр эксплутационной колонны - 168мм;
Нск - глубина скважины - 1800м;
Qн - дебит нефти - 210м3;
hст - статический уровень - 500м;
К - коэффициент продуктивности скважины - 8
н - плотность нефти - 0,85 г/см3;
- кинематическая вязкость жидкости - 0,02 см2/с;
G0 - газовый фактор - 20 м3/ м3;
l - расстояние от устья скважины до сепаратора - 1500 м;
hг - превышение уровня жидкости в сепараторе
над устьем скважины - 8,5 м;
Pс - избыточное давление в сепараторе - 4 кгс/см2;
-
Выбираем диаметр НКТ.
Диаметр определяется их пропускной способностью и возможностью размещения труб в скважине вместе с кабелем и агрегатом.
Диаметр НКТ выбираем по графику (А.М. Юрчук. Расчеты в добыче нефти) Принимаем диаметр НКТ-dнкт = 60мм.
-
Определяем необходимый напор УЭЦН.
Hн = hст + h + hтр + hг + hс , (5.1)
где hст - статический уровень - 500м;
h- дипрессия;
h = , (5.2)
где Q - дебит нефти,
K - коэффициент продуктивности;
h = = 262 м ;
hд - расстояние от устья до динамического уровня,
hд = hст +h; (5.3)
hд = 500 + 262 = 762 м
hтр - напор, теряемый на местное сопротивление,
hтр = 108 * 104 , (5.4.)
где L - глубина спуска насоса в метрах,
d - диаметр НКТ в мм (внутренний) (По таблице Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти),
l - расстояние от устья скважины до сепаратора,
Q - дебит нефти,
- определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительности гладкости труб Ks
Re = 0,147 , (5.5)
где d - внутренний диаметр НКТ ;
Q - дебит нефти.
Re = 0,147 = 39690
Режим турбулентный, а потому
= = 0, 022
Определяем относительную гладкость труб Ks
Ks = , (5.6)
где d - внутренний диаметр НКТ;
- шероховатость стенок труб (мм). Принимаем 0,1 (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти)
Ks = = 251,5
По полученным данным Re и Ks из графика (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти) находим = 0,03.
Для определения hтр необходимо найти общую глубину спуска насоса L.
L = hд = h , (5.7)
где h - глубина погружения насоса под динамический уровень - h=50м
L = 762+50= 812 м
Находим истинную глубину спуска насоса:
Lист = = = 896 м.
Определяем потери напора на трение
hтр = 1,08 * 104 = 105 м.
Определяем напор в сепараторе
hс = , (5.8)
где Pс - избыточное давление в сепараторе
- плотность нефти
hс = = 47 м ст. жид.
Необходимый напор насоса в заданных условиях будет равен
Нн = 500 + 267 +105+8.5+47 = 922 м
Для получения дебита 210м3 сут и напора 827м наиболее подходит центробежный насос УЭЦНМ 5 - 200-800, с числом ступеней Z = 227.
3. Выбираем трехжильный кабель КРБП 3 х 16 сечением 16мм2 и толщиной 13,1 мм по таблице (Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти).
Общая длина кабеля будет равна глубине спуска насоса L = 896м + расстояние от скважины до станции управления 60 м.
Определяем потери электроэнергии в кабеле длиной 100м
Pк = 3 I 2 * R * 10 -3 (5.9)
Pк = 1, 117 кВт
Потери электроэнергии по общей длине кабеля составят
1,117 = 10,67 кВт
-
Выбираем эл. двигатель.
Мощность двигателя определяем по формуле
Np = , (5.10)
где н = 0,5 - КПД насоса
Np = = 33,5 + 10,67 = 44.1кВт
Принимаем электродвигатель ПЭД - 35 - 123 мощностью 35 кВт диаметром 123мм и длиной 5549мм.
Вывод: В этой части дипломного проекта проведен анализ работы скважин, оборудованных ЭЦН. Рассмотрена эксплуатация осложненного фонда. Проведен расчет по подбору оборудования для скважин, оборудованных ЭЦН.
По сравнению с прошлым годом наблюдается снижение неэффективных ремонтов, аварий на скважинах оборудованных ЭЦН, выполнена программы оптимизации режимов работы скважин, что приводит к увеличению прироста добычи нефти. Но остаются ещё не до конца решённые вопросы в эксплуатации частоотключающихся, часторемонтируемых и горизонтальных скважин. Нарушения технологии эксплуатации и проведения ремонтов приводят к аварийным отказам и работе за пределами рекомендуемых режимов, что снижает эффективность работы скважин фонда УЭЦН.
Для повышения надежности и эффективности работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН, разработаны мероприятия по недопущению неэффективных ремонтов и аварий, даны рекомендации по работе с осложненным фондом.
studfile.net
Подбор УЭЦН к скважине
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
для оборудованных УЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента выхода на режим.
Вывод на режим осуществляется следующим образом:
После запуска установка отрабатывает не более 1 часа, так как в это время установка будет откачивать жидкость, расположенную выше приемной сетки насоса, и при этом двигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.
Если после отключения установки уровень в скважине не восстанавливается (учитывая слив жидкости), то через 1,5 часа вновь запускают установку.
Отрабатывают не более 1 часа и повторяют чередование остановок и запусков до тех пор, пока не начнется процесс восстановления уровня жидкости в скважине.
Определяют приток жидкости из пласта по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса (с учетом слива с лифта НКТ).
Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня в ней производят до тех пор, пока система «установка-скважина» не выйдет на режим, то есть пока подача и динамический уровень не будут постоянными при достаточной скорости охлаждения двигателя.
Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Периодический режим работы не соответствует понятию эксплуатации УЭЦН в нормальном режиме.
Вслучае задержки появления подачи и меньшего дебита необходимо определить правильность направления вращения валов УЭЦН фазировки по опрессовочному давлению развиваемому УЭЦН (при правильной фазировке оно больше и растет значительно быстрее). Если при правильном направлении вращения подача появляется позже и дебит УЭЦН меньше, чем указано в таблице - проверяют герметичность НКТ и наличие в них свободного прохода. Опрессовку лифта УЭЦН производить давлением не более 60 кгс/см2.
Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения
динамического уровня в скважине (при условии что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны: 5" колонна без НКТ - 1,33 м3; 5" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2,5"
-0,9 м3, то же для НКТ 2" - 1,05 м3; 6"колонна без НКТ - 1,77 м3; 6" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ2,5" - 1,35 м3. Объем обсадной колонны без НКТ принимается в расчет в случае, если подача на устье еще не появилась (НКТ пустые).
Вслучае, если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, недопустима непрерывная работа УЭЦН более 1 часа (ЭЦН5А - более 0,5 часа).
Столб жидкости над приемом насоса не должен быть меньше 400 метров, снижение уровня ниже этой величины недопустимо (для газопроявляющих скважин эта величина больше и устанавливается НГДУ для различных пластов самостоятельно).
Приток жидкости из пласта определять по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса. Если этот приток больше 30 % от номинальной производительности насоса, скважину можно переводить на периодический режим работы с длительностью цикла до 10 часов, с обязательным ежедневным периодическим контролем уровня, дебита и давлений. Для ЭЦН5А приток должен быть не менее 75 % от номинальной производительности.
Длительная (до 10 часов без остановки) работа УЭЦН возможна только при прокачке через насос объема жидкости, соответствующего 30 % от номинальной производительности. Длительная работа УЭЦН без притока из пласта недопустима, время непрерывной работы при этом ограничивается: для двигателей мощностью до 32 КВт - 2 часа, 45 КВт - 1 час, мощностью свыше 45 КВт - 30 минут. Для охлаждения загруженного на 70 % двигателя ПЭД мощностью до 45 КВт диаметром 117 мм достаточно притока из скважины около 13-15 м3/сут, для двигателей такой же мощности диаметром 103 мм - около 27-30 м3/сут. Исходя из этих требований все малодебитные установки (Э-20 и Э-50) должны комплектоваться двигателями габарита 117 мм, а запускать такие скважины в работу необходимо только после замены жидкости глушения на нефть, для облегчения процесса возбуждения пласта и длительной безостановочной работы УЭЦН.
studfile.net
