Расчет и подбор оборудования уэцн. Подбор уэцн к скважине Существующие методики подбора оборудования уэцн к скважине

Скважина № 12544, куст 81, пласт БВ 10 , Самотлорское месторождение. Данные к расчету приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Исходные данные к расчету

1. Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине Рзаб, МПа

Р заб =Р пл -(Q/К) (3.1)

Где Р пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит скважины, м 3 /сут.;

К - коэффициент продуктивности, м 3 /сут МПа.

Р заб =16-(200/167)=15МПа

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Роп.пр, МПа

Р оп.пр = 2,5-3 МПа при n = 50%

Р оп.пр = 3-4 МПа при n < 50%

Р оп.пр = 2,7 МПа при n > 50%

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин ссм, кг/м3

с см =с в ·n в +с н (1-n в) (3.2)

гдес в - плотность воды кг/м 3 ;

n - обводненность нефти;

с н - плотность нефти кг/м 3 .

с см =1004·0,96+856(1-0,96)=998кг/м 3

4. Определяем динамический уровень Ндин, м

Н дин =Р заб /с см ·g (3.3)

гдеР заб - давление на забое скважины, МПа;

Н дин = 15·10 6 /998·9,81=1328м

5. Определяем глубину спуска насоса Lн, м

L н =Н дин +400 (3.4)

Где Н дин - динамический уровень, м

Для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500м

L н =1328+400=1728м

6. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ НГ, м

Н Г =0,1575·d вн ·Г·(1·)-(1-n в) (3.5)

где d вн - внутренний диаметр НКТ, м;

Г - газовый фактор, м 3 /м 3 ;

Р у - устьевое давление, МПа;

Р нас - давление насыщения, МПа;

n в - обводненность нефти

Н Г =0,1575·0,73·78(1·)-(1-0,96)=4,64м

7. Определяем требуемое давление насоса Ртн, МПа

Р тн = L н ·с см ·g·10 -6 +Р у +Р тр -Н Г ·с см ·g·10 -6 -Р оп.пр (3.6)

где L н - глубина спуска насоса, м;

с см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

g - ускорение свободного падения, м/с 2 ;

Р у - устьевое давление, МПа;

Р тр - потери давления на трение, МПа;

Н Г - работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м.

Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Р тр =0,5МПа.

Р тн =1608,45·1002,4·9,81·10 -6 +1,1+0,5-0,172·1002,4·9,81·10 -6 -2,7=

8. Определяем требуемый напор насоса Нтн, м

Н тн =(Р тн ·10 6)/(с в ·g) (3.7)

где Р тн - требуемое давление насоса, МПа;

с в - плотность воды кг/м 3 ;

g - ускорение свободного падения, м/с 2 .

Н тн =(9,8·10 6)/(1004·9,81)=1614,34м

9. По таблицам производим подбор насоса исходя из Н ном > Н;

Q ном =Q тн;

10. Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН

УЭЦНД5А-200-1800 - установка

ЭЦНД5А-200-1800 - насос

ПЭД-100-117 - двигатель

2ПБ92 - гидрозащита

КТПНКС - трансформатор

КТПНКС - станция управления

11. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки Nр, кВт

N р =(Q·Н тр ·с см ·g·10 -3)/86400·з н (3.8)

где Q тн - дебит скважины, м 3 /сут;

Н тр - требуемый напор насоса, м;

с см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

g - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

з н - КПД насоса.

N р =(200·1614,34·998·9,81·10 -3)/86400·0,6=123кВт

12. Определяем необходимую длину кабеля Lкаб, м

L каб =L н +l (3.9)

где L н - глубина спуска насоса, м.

l - расстояние от устья скважины до СУ, м

Расстояние от устья скважины до станции управления равно l=50-100м.

L каб =1728+100=1828м

Вывод: выбрана установка УЭЦНД5А-200-1800 с электроцентробежным насосом двухопорного исполнения с подачей Q=200м 3 /сут и напором Н=1800м.

Напор центробежного насоса в м. столба жидкости определяется из уравнения

Где - статический уровень (задается);– напор, теряемый на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;- разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

давление в сепараторе, выраженное высотой столба жидкости.

Депрессия или приn=1 ,

где Q –дебит скважины в ,

К – коэффициент продуктивности скважины в ,

n – показатель степени в уравнении притока.

Потери напора на трение и местные сопротивления определяются по формуле:

где –λ коэффициент гидравлического сопротивления.

L=- глубина спуска насоса в м (h-глубина погружения под динамический уровень примерно 250-350м)

е-расстояние от устья скважины до сепаратора, м;

d-внутренний диаметр насосных труб, м;

- сумма коэффициентов местных сопротивлений.

V=Q/F – средняя скорость жидкости в трубах, м/с

F-площадь внутреннего канала труб.

Определение глубины погружения насоса.

1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.

Расход газосодержание. , откуда, еслиβ=0,25.

2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме

3. Плотность водогазонефтяной смеси

n-обводненность; -плотность нефти.

4. Глубина погружения под динамический уровень

h=(м) ,где) в МПа

5. Глубина погружения насоса L=

По уточненной методике Снарева А.И.

давление на приеме можно определить по формуле

Где Г – газовый фактор

Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа

Коэффициент сепарации газа

0,1033 МПа, - температура на устье

Z-коэффициент сжимаемости газа

Объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.

β-объемное газосодержание на приеме насоса.

Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .

где ν=0,02-0,03 ,- средняя скорость,d – внутренний диаметр труб

λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим

λ=, еслиRe<2800, переходный режим

λ=, еслиRe>2800, турбулентный режим.

Относительная гладкость труб ;

где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.

Высота подъема жидкости газом

(1-n); Где d – в дюймах

(1-n); Где d – в см.

Выбор электродвигателя

По заданным подаче и напору насоса определяют потребляемую им номинальную мощность.

N=,

гдеQ- подача насоса, м 3 /сут;

H- напор насоса,м;

ρ- плотность перекачиваемой жидкости кг/м 3 ;

η н - к.п.д. насоса.

Полученную ориентировочным расчетом мощность N следует увеличить на 5-8%, т.к. насос может работать некоторое время и не при номинальном режиме. По величине N и внутреннему диаметру эксплуатационной колонны по таблицам выбирают электродвигатель.

Определение габаритного диаметра агрегата.

наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне заданных размеров. При этом имеют в виду, что погружной агрегат и первые от агрегата трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимую величину зазора между агрегатом и колонной. От величины зазора зависят габаритные размеры насоса и двигателя, увеличение которых дает возможность создать наиболее мощные погружные агрегаты. В то же время для сохранности кабеля, и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважины с диаметром колонн до 219мм принимают 5-10мм. Габаритный диаметр агрегата с учетом плоского кабеля равен:

где - наружный диаметр электродвигателя, мм.

Наружный диаметр насоса, мм

- толщина плоского кабеля

S-толщина хомута, крепящего кабель

Увеличении габаритного размера агрегата на высоту сегмента над плоским кабелем (0,005-0,015), причем больший размер относится к большим установкам.

Габаритный размер агрегата при учете труб и круглого кабеля равен:

Где dм – диаметр муфты НКТ

dк- диаметр круглого кабеля, мм.

Если размер Амакс окажется больше Dмакс, то выше агрегата следует установить 100-150м насосных труб меньшего диаметра, при котором Амакс будет меньше Dмакс или установить на всей длине плоский кабель.

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:

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2. Вязкости, м2 / с:

• 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:

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:

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:

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

Gпр = G [ 1- (Pпр / ...

где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Таблица 2.1 Исходные данные

Таблица 2.2 Расчеты

SubPUMP оказывает помощь при подборе ЭЦН создавая оптимальный режим работы при текущих условиях работы скважины или анализируя работу существующей системы УЭЦН. Этот анализ обычно проводится инженером по добыче. Конфигурация ствола скважины, анализ флюидов, характеристика притока, вот те параметры, которые используются в качестве основы для проведения анализа работы и подбора подземного оборудования программой SubPUMP.

2.2 Расчет мощности и выбор двигателя установки ЭЦН

Для привода центробежных погружных насосов изготовляются погружные асинхронные электродвигатели типа ПЭД, которые удовлетворяют следующим требованиям. Их диаметр несколько меньше нормальных диаметров применяемых обсадных колонн. Двигатели защищены от попадания внутрь пластовой жидкости, что достигается заполнением их трансформаторным маслом, находящимся под избыточным давлением 0,2 МПа относительно внешнего гидростатического давления в скважине.

Полная мощность двигателя, необходимая для работы насоса определяется по формуле:

, (2.9) где k з -

коэффициент запаса k з =1,1 - 1,35;

Плотность жидкости в скважине, кг/м 3 ;

КПД насоса.

Предварительно выбираем два двигателя, подходящие по номинальной мощности. Их паспортные данные заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие трансформаторы питания погружных насосов (ТМПН).

Трансформатор выбирается по полной мощности двигателя:

S дв =1,73 1000 25,5 10 -3 =44,12 кВА

Предполагаем к установке трансформатор ТМПН 63/3 УХЛ1.

Проверяем трансформатор по мощности по условию:

S дв

44,12 кВА<63 кВА