Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть" (стр. 5 из 9)

Наземное оборудование включает станцию управления (или комплектное устройство) или трансформатор. Станция управления или комплектное устройство обеспечивает возможность как ручного, так и автоматического управления.

На станции управления установлены приборы, регистрирующие работу электронасоса и предохраняющие установку от аварий при нарушении его нормальной работы, а также при неисправности кабельной линии.

Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска электронасоса.

Согласно действующим инструкциям по эксплуатации, УЭЦН обычного исполнения рекомендуется применять при следующих условиях: откачиваемая среда – продукция нефтяных скважин содержание свободного газа на приеме насоса не более 15 % по объему – для установок без газосепараторов, и не более 55 % - для установок с газосепаратором;

2.3 Основные критерии установившееся оптимального режима работы УЭЦН

В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «продуктивный пласт-скважина – насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но направлены на минимизацию себестоимости добываемой продукции.

С точки зрения минимизация эксплуатационных затрат необходимо стремиться к длительному (оптимальному) межремонтному периоду (МРП) лев., оборудованной УЭЦН и, в первую очередь, погруженного оборудования.

Максимальную наработку погруженного оборудования, в свою очередь, можно обеспечить только при условии выполнения всех критерий на параметры эксплуатации УЭЦН, их агрегатов и элементов, которые приведены разработчиками оборудования в соответствующих ТУ, руководствах по эксплуатации и других нормативных документах.

К этим критериям относятся предельно допустимые значения следующих параметров:

объемная подача перекачиваемой воды из нефтяной смеси;

вязкость перекачиваемой смеси;

температура перекачиваемой смеси;

количество и твердость механических примесей в жидкости;

максимальное содержание свободного газа;

температура двигателя;

температура кабеля;

скорость движения жидкости омывающей ПЭД;

допустимый темп либора кривизны ствола скважины;

-кривизны ствола скважины в месте подвески.

При проектировании режима работы погруженного агрегата должны учитываться возможные изменения обводненности продукции, коэффициента продуктивности характеристик насоса вследствие износа рабочих органов, изменены проточные каналы рабочих органов и НКТ под воздействием абразивного износа, АСПО, солеотложения и т. д.

Крайне важно, чтобы указанные критерии соблюдались и во время откачки из скважины технологической жидкости, т.е. освоения скважины после монтажа в ней погруженного агрегата.

Крайне важно, чтобы указанные критерии соблюдались и во время откачки из скважины технологической жидкости, т.е. освоения скважины после монтажа в ней погруженного агрегата.

2.4 Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов

Для построения индикаторной линии необходимо иметь дебит Q, пластовое pпл и заборное pз давления. Дебит и пластовое давление измеряют, как и при рассмотренных выше способах эксплуатации.

Заборное давление рассчитывают по давлению на приеме насоса pпр или по определенному с помощью эхолота уровню жидкости в затрубном пространстве.

Для непосредственного измерения pпр в НКТ несколько выше ЭЦН предварительно устанавливают специальное запорное приспособление (устройство) с уплотнительным седлом, называемое суфлером. Скважинный манометр оборудуют специальным наконечником. При посадке через НКТ манометра в седло заглушка суфлера сдвигается и открывает отверстия, связывающие манометр с затрубным пространством скважины.

Менее точно давление pпр можно рассчитать по давлению на выкиде насоса pвык, измеряемому скважинным манометром, спущенным в НКТ, и паспортному напору Но, развиваемому насосом при закрытой выкидной (манифольдной) задвижке.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы (подача насоса Q/, Q//). Режимы работы изменяют дросселированием потока на устье (прикрытием задвижки). На каждом режиме после его стабилизации закрывают манифольдную задвижку и измеряют давление на устье (p2/, p2//). Тогда коэффициент продуктивности

К0 = (Q/ - Q//) / (p2// - p2/). (1)

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита – ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при снижении динамического уровня, то образовалась забойная трубка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количкстве в насос. При этом обычно поступается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.

2.5 Подбор УЭЦН к скважине

Межремонтный период работы скважин с установками ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонефтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и т.д.) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приёме. А так как основным осложнением является высокое обводнение скважинной продукции, вследствие этого образуется водонефтяная эмульсия с высокой вязкостью, но в то же время уменьшается газосодержание.

2.5.1 Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования УЭЦН к скважине

Ph = 860 кг/м3 m/м3 – плотность нефти

Обводненность (объемная) в = 92%

Газовый фактор Гпло = 50 нм3/м3

Плотность воды Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3

Объемный коэффициент нефти Вн = 1,16

Давление насыщения Рнас = 8,6 МПа

Пластовое давление Рпл = 18,2 МПа

Глубинные залегания пласта Lф = 1700 м

Коэффициент продуктивности Кпр =0,78 м3/сут.от

Буферное давление Рб = 2,7 МПа

Дебит (жидкость) проектным Qш = 75 м3/сут.

Диаметр лифта d = 2,5 4

Температура пласта tпл = 40 0

Плотность газа Рr = 1,2 кг/м3

Забойное давление 80 отм = 8,6 МПа

Тип ЭЦНМ5-80

Подача на оптимальном режиме при работе на воде Qбо = 85 м3/сут. Давление на оптимальном режиме при работе на воде Рбо = 12МПа. Число ступеней z = 354

Расчет

Плотность пластовой жидкости:

(2)

где Рн.с. – плотность сепарированной нефти

Рн.с. = 860 кг/м3

Рr – плотность газа

Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3

Гпло – пластовой газовой фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рв – плотность воды

Рв = 1120 кг/м3

В – объемная обводненность, доли единицы

В = 0,92

Вн – объемный коэффициент нефти

Вн – 1,16

м3

Забойное давление принимает равное давлению насыщения

Рзаб = Рнас = 8,0 МПа

Определяем дебит нефти

(4)

где Кпр – коэффициент продуктивности

Кпр = 7,8 м3/сут МПа

Рпл – пластовое давление

Рпл = 18,2 МПа

Рзаб – забойное давление

Рзаб = 86МПа

Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5)

Определяем работу газа в лифте Lr

где dn – диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм

dn = 2,5 4

Гпло – пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рб – буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Рнас – давление насыщения

Рнас = 8,6 МПа

Определить давление развиваемое насосом

Рн при Рвпх = Рвх = Рпл

Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл – Рзаб (7)

Где Lф – глубина пласта,

Lф = 1694,4 м

Рпл – удельный вес пластовой жидкости

Рпл = 1090 m/м3

Рб – буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Lr – работа газа в насосно-компрессорных трубах

Lr = 12, 7 м

Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа

Определить коэффициент давления Кр

(8)

где Рн – давление разбиваемое насосом

Рн = 12,43 МПа

Кz = поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени z

Z=354

Кz = l0, 185

Кр =

Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях лирника qж

Qж = Qm/Qво (9)

Где Qm = проектный дебит (жидкость)

Qm = 75 м3/сут

Qво – относительная подача подбираемого насоса при работе на воде

Qво = 84 м3/сут

Qж = 75/84 = 0,89

Определить коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности

(10)

где Ввх – газасодержание

Ввх = 0,1

Вн – объемный коэффициент

Вн = 1,16

в – объемная обводненность

в = 0,92

Гпло – пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/ м3

3

Определить давление на входе в насос Рвх

Рвх = l Рнас (11)

Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа

Определить глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое