Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине

Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти.

 

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефтяной смеси по колонне обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь - скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

 

К основными работами по подбору УЭЦН к нефтяным скважинам необходимо отнести работы П.Д.Ляпкова, методики, созданные в БашНИПИнефть и ТатНИПИнефть, в НК “ЮКОС” и работу, выполненную В.С.Линевым, фирмой TRW Reda и методики, разработанные в ОКБ БН и РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяной скважине.

Общая методика подбора УЭЦН при существующих 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.

 

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, ^oС, ^oС/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:

 

r_см = ([r_в b + r_н (1-b)] (1-Г) + r_г Г

 

где r_н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

r_в - плотность пластовой воды,

r_г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

 

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

 

Р_заб = Р_пл - Q / K_прод

 

где Р_пл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

K_прод - коэффициент продуктивности скважины.

 

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

 

Н_дин = L_скв - P_заб*Q / r_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):

 

Р_пр = (1 – Г) Р_нас

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

где: Р_нас - давление насыщения.

 

5.Определяем глубину подвески насоса:

 

L = Н_дин + P_пр / r_см g

 

 

6.Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

 

T = T_пл – (L_скв - L) * G _т ;

 

где T_пл - пластовая температура;

G_т - температурный градиент.

 

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

 

B^* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) ÖP_пр / P_нас

 

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

P_пр - давление на входе в насос;

P_нас - давление насыщения.

 

8.Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

 

Q_пр = Q * B^*

 

 

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

 

G_пр = G [ 1- (P_пр / Р_нас)],

Где G - газовый фактор.

 

10.Определяем газосодержание на входе в насос:

 

b_вх = 1 / [((1 + Р_пр) В*) / G_пр ] + 1

 

 

11.Вычисляем расход газа на входе в насос:

 

Q_г.пр.с = Q_пр b_вх / (1 -b_вх)

 

 

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

 

C = Q_г.пр.с / f _cкв

 

Где f _cкв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

 

 

13.Определяем истинное газосодержание на входе в насос:

 

j = b_вх / [ 1 + (C_п / C) b_пр ]

 

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

 

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

 

P_г1 = P_нас{ [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 }

 

15.Определяем работу газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины":

 

P_г2 = P_нас*b_буф { [ 1 / (1 - 0,4 j_буф)] - 1 },

 

где b_буф = 1 / [((1 + Р_буф) В_буф*) /G_буф ] + 1;

 

j_буф = b_буф / [ 1 + (C_п / C) b_буф ]

 

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

 

 

16.Определяем потребное давление насоса:

 

Р = r g L_дин + Р_буф - P_г1- P_г2

где L_дин - глубина расположения динамического уровня;

Р_буф - буферное давление;

P_г1-давление работы газа на участвке "забой-прием насоса";

P_г2-давление работы газа на участке "нагнетание насоса-устье скважины".

 

17.По величине подачи насоса на входе, потребному давлению(напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны 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:

 

K_Qn = 1 - 4,95 n ^0.85 Q_оВ ^-0.57

где n - эффективная вязкость смеси;

Q_оВ - оптимальная подача насоса на воде.

 

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

 

K_hn = 1 - 1.95 n^0.4 / Q_оВ ^0.27

 

20.Вычисляем коэффициент сепарации газа на входе в насос:

 

K_c = 1 / [1 + (6.02 Q_пр / f_скв)],

 

где f_скв - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.

 

21.Определяем относительную подачу жидкости на входе в насос:

 

q = Q_ж.пр / Q_оB

 

где Q_оB – подача в оптимальном режиме по “водяной” характеристики насоса.

 

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

 

q_пр = Q_ж.пр / Q_оB K_Qn

 

23.Вычисляем газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

 

b_пр = b _вх (1 - К_с)

 

 

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

 

К_Нn = 1 - (1.07n ^0.6 q_пр / Q_оB ^0.57)

 

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

 

К = [ (1 - b) / (0.85 - 0.31 q_пр)^A ]

 

где А = 1 / [ 15.4 - 19.2 q_пр + (6.8 q_пр)² ]

 

26.Определяем напор насоса на воде при оптимальном режиме:

 

Н = Р / r g К К_Нn

 

27.Вычисляем необходимое число ступеней насоса:

 

Z = H / h_ст,

где h_ст - 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:

 

h = 0.8 К_hn К_hq h_оВ

 

где h_оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

 

29.Определяем мощность насоса:

 

N = P Q / h

 

30.Определяем мощность погружного двигателя:

 

N_ПЭД = N / h_ПЭД

 

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

 

Р_гл = r_гл g L + Р_буф + Р_заб - P_пл

 

 

где r_гл - плотность жидкости глушения.

 

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Н_гл = Р_гл / r_гл g

 

Величина Н_гл сравнивается с Н паспортной водяной характеристики.

 

Определяем мощность насоса при освоении скважины:

 

N _гл = P _гл Q / h

 

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

N _{ПЭД. гл} = N _гл / h_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 рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

 

W = Q / F,

 

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 DL= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина DL 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.

При использовании установок ЭЦН они (УЭЦН) могут работать как в правой, так и в левой части рабочей зоны характеристики, т.е подача установки может быть больше, равна или меньше подачи в оптимальном режиме. При этом установка будет иметь различные показатели работы(КПД, потребляемую мощность, затраты на подъем тонны жидкости и т.д.) и, что очень важно, различные условия работы основных узлов и деталей установок.

Так, при работе в левой части рабочей зоны характеристики (при подаче меньше, чем Q_{оптимальная}) при уменьшении КПД и уменьшении скорости омывания погружного агрегата откачиваемой жидкостью, может произойти перегрев установки или кабеля и их выход из строя. Также при этом режиме увеличивается напор каждой ступени и насоса в целом, что приводит к увеличению удельных нагрузок на опоры осевых подшипников как самого рабочего колеса, так и ввего ротора насоса в целом. Однако для «тихоходных» центробежных насосов при таких режимах уменьшается потребляемая мощность насоса. Работа в правой части рабочей характеристики увеличивает скорость движения откачиваемой жидкости в кольцевом пространстве «ПЭД – обсадная колонна», что улучшает условия охлаждения погружного агрегата. Также уменьшается напор насоса и каждой ступени, что приводит к значительной разгрузке осевых опор насоса.