При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью «ручного» счета (калькулятор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора [12].
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/м3:
- воды;
- сепарированной нефти;
- газа в нормальных условиях.
2. Вязкости, м2/с (или Па·с):
- воды;
- нефти.
3. Планируемый дебит скважины, м3/сутки.
4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.
5. Газовый фактор, м3/м3.
6. Объемный коэффициент нефти, ед.
7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.
8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.
9. Пластовая температура и температурный градиент, °С, °С/м.
10. Коэффициент продуктивности, м3/МПа·сутки.
11. Буферное давление, МПа.
12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности;
1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:
, (1.1)
где ρ н —плотность сепарированной нефти, кг/м3;
ρ в — плотность пластовой воды,
ρ г — плотность газа в стандартных условиях;
Г — текущее объемное газосодержание;
b — обводненность пластовой жидкости,
2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
, (1.2)
где Р пл — пластовое давление;
Q — заданный дебит скважины;
К прод — коэффициентпродуктивности скважины.
3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
. (1.3)
4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
, (1.4)
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).
где: Р нас — давление насыщения.
5. Определяется глубина подвески насоса:
(1.5)
6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
, (1.6)
где Т пл — пластовая температура; G т — температурный градиент.
7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
, (1.7)
где В — объемный коэффициент нефти при давлении насыщения; b — объемная обводненность продукции; Р пр — давление на входе в насос; Р нас — давление насыщения.
8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
. (1.8)
9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
, (1.9)
где G — газовый фактор.
10. Определяется газосодержание на входе в насос:
. (1.10)
11. Вычисляется расход газа на входе в насос:
. (1.11)
12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
, (1.12)
где f скв — площадь сечения скважины на приеме насоса.
13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
, (1.13)
где С п — скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (С п = 0,02 см/с при b < 0,5 или Сп = 0,16 см/с при b > 0,5).
14. Определяется работа газа на участке «забои — прием насоса»:
. (1.14)
15. Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса — устье скважины»:
, (1.15)
где ;
.
Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.
16. Определяется потребное давление насоса:
, (1.16)
где L дин — глубина расположения динамического уровня; Р буф — буферное давление; P г1 — давление работы газа на участке «забой — прием насоса»; Pг2 — 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 выбирается типоразмер погружного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной «0» (напор, мощность).
18. Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводогазовой смеси относительно водяной характеристики:
, (1.17)
где ν — эффективная вязкость смеси;
Q oB — оптимальная подача насоса на воде.
19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
. (1.18)
20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
, (1.19)
где f скв — площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:
, (1.20)
где Q оВ — подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса.
22. Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:
. (1.21)
23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
. (1.22)
24. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
. (1.23)
Для определения изменения напора и других показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, значительно отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03—0,05 см2/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова (рис. 1.159) [15].
Номограмма построена для пересчета характеристики насоса, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жидкости. На номограмме пунктиром указаны кривые для пересчета характеристики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кривые получены В.П. Максимовым.
Ограничение применения номограммы по содержанию в жидкости газа для различных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при газосодержании 5 — 7 % и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу насоса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой.
25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:
, (1.24)
где .
26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:
(1.25)
Рис. 1.159. Номограмма для определения коэффициентов пересчета характеристики ЭЦН с учетом вязкости жидкости
27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
, (1.26)
где h ст — напор одной ступени выбранного насоса.
Число Z округляется до большего целочисленного значения и уравнивается 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 повторим, 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 изъятие лишних ступеней. Другим вариантом может быть решение о применении дросселя в устьевом оборудовании.
Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей характеристики.
28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
, (1.27)
где η оВ — максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
29. Определяется мощность насоса:
(1.28)
30. Определяется мощность погружного двигателя:
. (1.29)
31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.
В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при смене скважинного насоса глушение осуществляется заливкой тяжелой жидкости (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо откачать насосом эту «тяжелую жидкость» из скважины, чтобы установка начала работать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сначала необходимо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос перекачивает тяжелую жидкость. В формулу для определения мощности вводится плотность, соответствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для начального периода ее отбора).
При этой мощности проверяется возможный перегрев двигателя. По увеличению мощности и перегреву определяется необходимость комплектации установки более мощным двигателем.
По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вытеснение тяжелой жидкости из НКТ пластовой жидкостью, находящейся в насосе. В этом случае давление, создаваемое насосом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде — столбом тяжелой жидкости.
Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда откачка тяжелой жидкости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению скважины.
Проверка насоса и погружного двигателя на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:
, (1.30)
где ρ гл — плотность жидкости глушения.
При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:
. (1.31)
Величина Н гл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса.
Определяется мощность насоса при освоении скважины:
. (1.32)
Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:
. (1.33)
32. Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса:
. (1.34)
где [Т] — максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.
33. Установка проверяется 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:
, (1.35)
где F = 0,785 (D 2 – d 2) — площадь кольцевого сечения;
D — внутренний диаметр обсадной колонны;
d — внешний диаметр ПЭД.
Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости [ W ], 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 Δ L = 10 — 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина Δ L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники расчетчика.
После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяйся 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.
Необходимые для выбора установок данные по комплектации установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок даны как в настоящей книге, так и в специальной литературе [3].
Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8 —10 °С выше рекомендованной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °С:
, (1.36)
где b 2, с 2 и d 2 — расчетные коэффициенты (см. [15]); N н и η д.н. — номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя определяют по формуле:
. (1.37)
где b 3 и с 3 — конструктивные коэффициенты [15].
Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей двигатель (t охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводненности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:
, (1.38)
(1.39)
В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.
, (1.40)
где b 5 — коэффициент (см. прил. 3 [15]).
Тогда потери энергии в двигателе (Σ N) и его температура (t дв) будут равны:
(1.41)
(1.42)
Температура обмоток статора большинства двигателей не должна быть больше 130 °С. При несоответствии мощности выбранного двигателя той, которая рекомендуется комплектовочной ведомостью, выбирается двигатель другого типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор двигателя большего габарита по диаметру, но при этом необходимы проверка поперечного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсадной колонны скважины.
При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жидкости и скорость ее потока. Двигатели рассчитаны на работу в среде с температурой до 90 °С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает повышение температуры до 140 °С, дальнейшее же ее повышение снизит срок службы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в особых случаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для уменьшения перегрева обмоточных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя минимальная скорость потока исходя из условий его охлаждения. Эту скорость необходимо проверить.