Анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения

      Погружной электрический двигатель (ПЭД) служит приводом насоса, гидрозащита предотвращает  попадание в двигатель пластовой  среды. Кабельная линия подводит к двигателю электрическую энергию, от трансформатора, обеспечивающего преобразование напряжения в кабельной линии. Станция управления осуществляет коммутацию электроцепи, необходимые измерения и защиту.

      Погружные центробежные насосы, секционные, многоступенчатые, с малым диаметром рабочих ступеней-рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые в основном для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 130 до 1415 ступеней. В зависимости от условий эксплуатации они имеют два исполнения: обычное и износостойкое.

      Выпускаемые насосы рассчитаны на номинальные расходы  от 40 до 500 м3/сут, и напоры от 800 м до 1800 м. На Покамасовской площади используются насосы с различными значениями расхода и напора.

      Погружные электродвигатели, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности от 10 до 125 кВт.   На изучаемой площади используются электродвигатели с мощностью от 40 кВт до 90 кВт. Приводом погружных центробежных насосов служит специальный маслонаполненный погружной асинхронный электродвигатель трехфазного переменного тока с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД. Электродвигатели питаются электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Все кабели, применяемые для установки погружного центробежного электронасоса, делятся на круглые и плоские. В настоящее время на Покамасовском месторождении используют только плоский кабель (КПБП), идущим от погружного электродвигателя вдоль насоса и колонны НКТ до станции управления. Кабели с полиэтиленовой изоляцией могут работать при напряжении от 2300 В, температуре до 120 С и давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против воздействия газа и высокого давления. В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до 15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей напряжения в кабеле. Поэтому на устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа.

      Первичные обмотки трехфазных трансформаторов  и автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой электросети, т.е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем.                        Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов, позволяющих регулировать напряжение на концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек. Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30-60 В   в зависимости от типа трансформатора. Трансформаторы и автотрансформаторы имеют КПД около 98-98,5%.

      Гидрозащита состоит из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части ПЭД. Протектор содержит систему уплотнений, компенсатор – эластичную резиновую диафрагму для выравнивания давления в полости двигателя с давлением окружающей среды.

      Станция управления обеспечивает ручной и автоматический запуск и остановку установки, защиту от перегрузок, прекращение подачи жидкости, короткого замыкания, падения сопротивления изоляции.

      Характерной особенностью погружных центробежных насосов является простота обслуживания, экономичность, небольшая по сравнению с другими видами оборудования, в частности, со штанговыми насосами, металлоемкость, относительно большой межремонтный период их работы.

      4.2. Выбор типовой скважины

 

      Электроцентробежные насосы используются для отбора из скважин больших объемов жидкости, то есть для эксплуатации средне и высокодебитных скважин. По промысловым данным строим гистограммы распределения скважин по дебиту жидкости, дебиту нефти, глубине спуска установки, обводненности, динамическому уровню, типу насоса и коэффициенту продуктивности(см. Приложение рис.3.2-3.8).

      Из  анализа гистограмм можно сделать  следующий вывод. Из 81 скважин, взятых для анализа видно, что скважины в основном низкопродуктивные, так  как количество скважин с низким коэффициентом продуктивности составляет около 70 % и средний коэффициент продуктивности равен 3,33 м /сут МПа.

      На  Покамасовской площади электроцентробежными насосами оборудовано 81 скважин, средний  дебит по жидкости 1 скважины составляет 24 м /сут, обводненность 39 %. На рассматриваемом месторождении значительная часть этих скважин работает в условиях сильной обводненности.                    На основании гистограмм видно, что 44.4 % скважин имеют обводненность менее 10 %, а  42,0 % в пределах 50 – 99 %.

      При работе погружных центробежных насосов  нужно учитывать вязкость откачиваемой жидкости и влияние обводненности. Большая вязкость ухудшает характеристику погружного насоса. Большая обводненность приводит к снижению работоспособности насоса, ухудшению его смазки. Механические примеси, которые в нефтяной среде находятся во взвешенном состоянии, более интенсивно начинают выпадать в забойных полостях насоса, что приводит к значительному ускорению износа. На основании технического режима видно, что насосы погружают под динамический уровень на возможно большую глубину для снижения влияния газа на эффективность работы насоса.

      На  основании гистограмм видно, что 75 %скважин  оборудовано электроцентробежными насосами с номинальной подачей 50 м /сут, и насосы эти в основном спускаются на глубину 1500–2000 м, динамический уровень среднем достигает 862 м.

      По  результатам анализа гистограмм и среднего значения параметра, выбираем типовую скважину № 101/72 (ЭЦН-50-1700-1800).

      4.3. Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

 

      Одно  из важнейших условий эффективного использования УЭЦН -  это правильный подбор УЭЦН к скважине, то есть выбор для каждой конкретной скважины таких взаимообусловленных типоразмеров насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, подъемных труб из имеющегося парка оборудования, и такой глубины спуска насоса в скважину, которые обеспечат освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости (номинального дебита) из нее в установившемся режиме работы системы скважина - УЭЦН при наименьших затратах.

      Подбор  УЭЦН к скважине на современном уровне связан с выполнением относительно трудоемких и громоздких вычислений и осуществляется с помощью ЭВМ.

      В настоящем дипломном проекте применяется упрощенный вариант методики подбора УЭЦН к скважине [5], рассчитанный на возможность осуществления его с помощью калькулятора.

      В отличие от известных, применяемый  способ учитывает возможность оборудования насоса УЭЦН газосепаратором, предназначенным для защиты насоса от вредного влияния свободного газа в откачиваемой из скважины продукции.

      1.1. Для расчета используем из таблицы 4.1. исходные данные. 

        Таблица 4.1.

      Исходные  данные для расчета

№	Наименование  параметра	Единица измерения	Символ	Значения
1	2	3	4	5
1    2    3  4  5  6    7 8      9 10    11 12  13    14 15 16 17 18  19  20  21    22    23  24  25	Пластовое давление, приведенное к верхнему ряду отверстий  фильтра эксплуатационной колонны Температура продукции  у верхних отверстий  фильтра, практически равная температуре пласта Геотермический  градиент (средний) горных пород вскрытых скважиной Расстояние по вертикали от устья скважины до верхних  отверстий фильтра Средний угол между  осью ствола скважины и вертикалью Внутренний диаметр  эксплуатационной колонны в месте размещения электродвигателя УЭЦН Коэффициент продуктивности скважины Поправка на влияние попадания в призабойную  зону пласта технологической жидкости при промывках или глушении скважины на коэффициент ее продуктивности Давление в выкидной  линии скважины Технологическая норма отбора жидкости из скважины, приведенная к стандартным условиям (дебит скважины) Внутренний диаметр  колонны НКТ Эквивалентная шероховатость внутренних стенок  НКТ Давление насыщения  нефти попутным газом по данным однократного разгазирования нефти при температуре пласта Газовый фактор нефти Плотность попутного  газа при СУ Объемная доля азота в попутном газе Плотность нефти  при СУ Плотность технологической  жидкости для глушения скважины Объемная доля попутной воды в добываемой из скважины жидкости при СУ Плотность попутной воды при стандартных условиях Коэффициент растворимости  попутного газа в попутной воде  Постоянные количества газа растворенного в нефти при  Тпл   Постоянные объемного  коэффициента нефти при Тпл Постоянные плотности  насыщенной растворенным газом при Тпл нефти Постоянные вязкости насыщенной растворенным газом при Тпл нефти	МПа    К  К/м  м  град  м    м3/(сут*МПа)  Безразмерная    МПа  м3/с  м  м  МПа  м3/м3 кг/м3 м3/м3 кг/м3  кг/м3  м3/м3  кг/м3  м3/(м3*МПа)          - -  - - - - - -	Рпл    Тф  G  Hф       Dэк    К         Рл  Qжсу  DНКТ  Кэ  Рнас  Гн, нас rгсу уа rнсу  rтж  bвсу  rвсу  aг  mг nг  mв nв mr nr mm nm	25    365  0.030  2823  13        0.13    4,3        0.5    0.6  0.00044  0.062  15*10-6  11.6  102 1,185 0.025 840  1160  0.38  1018  0.15      26.9 0.561  1.183 0.0256 830 0.0112 0.00584   0.2759

 

      1.2. Определяем значение забойного давления, соответствующего заданной технологической норме отбора жидкости, по индикаторной диаграмме скважины если известно, что индикаторная диаграмма - прямая линия, по уравнению:

МПа

(4.1)

 

где  86400 – количество секунд в сутках.

      Так как в нашем примере индикаторная диаграмма скважины прямая, подставляя в приведенную выше формулу (4.1) исходные параметры, получаем:

       .

      1.3. Рассчитываем и строим методом снизу вверх две кривые: кривую изменения давления по длине эксплуатационной колонны скважины в    пределах от до , и кривую изменения объемного расходного газосодержания в скважинной продукции по длине эксплуатационной    колонны в пределах того же интервала давлений. Расчет кривых выполняем на ЭВМ, по программе, составленной на языке Фортран IV Волиной Л.С. по алгоритму Ляпкова П.Д., которая имеется в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

      Результаты  расчетов кривых представлены в виде рисунка 4.1. 

        
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Рис. 4.1. Результаты расчетов кривых

 

      1.4. Задаемся значением объемно-расходного газосодержания у входа в насос в пределах 0,15 – 0,25 для случая b_всу < 0,5 и определяем по кривой 2 рис.4. расстояние L_н от устья скважины до сечения эксплуатационной колонны, в котором газосодержание равно принятой величине, а по кривой  1 – давление у входа в насос в стволе скважины на найденной глубине.

      Пусть b_гвх = 0,15. Тогда, L_н = 1671 м и Р_вх = 6,8 МПа.

      1.5. Вычисляем обводненность жидкости у входа в насос, найдя предварительно значение объемного коэффициента нефти при Р_вх = 6.8 Мпа (по рис. 4.1) или по формуле (11) [5]:

      b_нвх = 1,183*6,8 =1,243

(4.2)

 

       = 0,330

      1.6. Проверяем, выполняется ли неравенство (93) [5], то есть условие бескавитационной работы насоса.

      Для этого вычисляем по (93) значение (b_гвх)_в, поскольку b_ввх < 0,5 и газожидкостная смесь в насосе относится к типу (н+г)/в:

        

      Сопоставляем  найденное значение с b_гвх = 0,15. Так как (b_гвх)_в < b_гвх,, приходим к заключению, для обеспечения бескавитационной работы  насоса при принятой глубине спуска его в скважину перед насосом должен быть установлен газосепаратор необходимого типоразмера.

      1.7. Вычисляем по (74) [5] значение коэффициента сепарации свободного газа перед входом продукции в насос при работе его на глубине L_н = 1764 м, принимая К_сгс = 0,75 , так как .

      Принимаем, что для отбора заданного дебита жидкости из скважины диаметром 0,13 м надо использовать насос группы 5. Тогда диаметр всасывающей сетки насоса, D_сн = 0,092 м.

      Так как b_ввх 0,5, берем w_др.г. = 0,02 м/с.

      Вычисляем значение приведенной скорости жидкости в зазоре между эксплуатационной колонной скважины и насосом перед всасывающей сеткой его по формуле (4.3):

(м/с)

(4.3)

 

       (м/с)

      Вычисляем значение К_ск по формуле (4.4):

(м/с)

(4.4)

 

       (м/с)  

(4.5)

 

      К_с = 0,338+0,75(1-0,338)=1,34 

      1.8. Вычисляем по формуле (4.6) действительное давление насыщения жидкости в колонне НКТ, приняв К_фн = К_фв = 1:

(4.6)

      

      1.9. Рассчитываем методом сверху вниз кривую изменения давления вдоль колонны НКТ в интервале от устьевого сечения ее (L =0) до глубины L =1671 м, найденной в п.1.4,принимая давление в устьевом сечении НКТ  равным давлению в выкидной линии скважины, , а из п.1.7.