Подбор установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) для добычи нефти

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 насоснокомпрессорных 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.
Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:
1 Определяем плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса» с учетом упрощений:
ρсм=ρвb+ρн1-b1-Г+ρгГ
(1)
где ρн- плотность сепарированной нефти, кг/м3;
ρв- плотность пластовой воды, кг/м3;
ρг- плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;
Г- текущее объемное газосодержание;
b- обводненность пластовой жидкости, д. ед.
ρсм=1015∙0,63+8501-0,631-0,1+1∙0,1=858,66 кгм3
2 Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
Pзаб=Pпл-QKпрод
(2)
где Pпл- пластовое давление, МПа;
Q- заданный дебит скважины, м3/сут;
Kпрод- коэффициент продуктивности скважины, м3/МПа сут
Pзаб=13∙106-455∙10-6=4∙106 Па
3 Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
Hдин=Lскв-Pзабρсмg
(3)
Hдин=2080-4∙106858,66∙9,81=1605 м
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= 0,1):
Pпр=1-ГPнас
(4)
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0),
где Pнас- давление насыщения.
Pпр=1-0,18,2∙106=7,38∙106 Па
2.5 Определяется глубина подвески насоса:
L=Hдин+Pпрρсмg
(5)
L=1605+7,38∙106858,66∙9,81=2481 м
2.6 Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:
T=Tпл-Lскв-LGт
(6)
где Tпл- пластовая температура, ℃;
Gт- температурный градиент, ℃/м
T=54-2481-20800,03=66℃
2.7 Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
B*=b+1-b1+B-1PпрPнас
(7)
где B- объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;
b- объемная обводненность продукции, д. ед;
Pпр- давление на входе в насос, МПа;
Pнас- давление насыщения, МПа
B*=0,63+1-0,631+1,15-17,38∙1068,2∙106=1,053
2.8 Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:
Qпр=QB*
(8)
Qпр=45∙1,053=47,37 м3/сут
9 Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
Gпр=G1-PпрPнас
(9)
где G- газовый фактор, м3/м3
Gпр=571-7,38∙1068,2∙106=5,7 м3/м3
10 Определяется газосодержание на входе в насос:
βвх=11+PпрB*Gпр+1
(10)
βвх=11+7,381,0535,7+1=0,392
11 Вычисляется расход газа на входе в насос:
Qг.пр.с=Qпрβвх1-βвх
(11)
Qг.пр.с=47,37∙0,3921-0,392=30,61 м3/сут
12 Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:
C=Qг.пр.сfскв
(12)
где fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса, м2;
fскв =π4Dвн∙10-32=
=0,785∙0,1142=35,73∙10-3 м2
C=30,6186400∙35,73∙10-3=0,035 м/с
13 Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
φ=βвх1+CпCβвх
(13)
где Cп- скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности продукции скважины (Cп=0,02 см/с при b<0,5 или Cп=0,16 см/с при b>0,5 )
φ=0,3921+0,160,0350,392=0,14
14 Определяется работа газа на участке «забой – прием насоса»:
Pг1=Pнас11-0,4φ-1
(14)
Pг1=8,2∙10611-0,4∙0,14-1=0,486∙106 Па
15 Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины»:
Pг2=Pнас11-0,4φ-1
(15)
где
φ=βбуф1+CпCβбуф=0,9531+0,160,0350,953=0,177
βбуф=11+PбуфBбуф*Gпр+1=11+1,3147,96+1=0,953
Gпр=G1-PбуфPнас=571-1,3∙1068,2∙106=47,96
Bбуф*=b+1-b1+B-1PбуфPнас=0,63+1-0,631+1,15-11,3∙1068,2∙106=1,022
Pг2=8,2∙10611-0,4∙0,177-1=0,624∙106 Па
Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.
16 Определяется потребное давление насоса:
P=ρgLдин+Pбуф-Pг1-Pг2
(16)
где Lдин- глубина расположения динамического уровня, м;
Pбуф- буферное давление, МПа;
Pг1- давление работы газа на участке «забой – прием насоса», МПа;
Pг2- давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины», МПа
P=858,66∙9,81∙1605+1,3∙106-0,486∙106-0,624∙106=13,71∙106 Па
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 «О» (напор, мощность).
ЭЦНМ5-80-1800
Основные технические показатели выбранного насоса (для оптимального режима на воде):
Подача Qов=80 м3/сут;
Напор Hхар=1800 м;
Коэффициент полезного действия η = 0,515
Количество ступеней выбранного насоса Zст=392
18 Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтегазовой смеси относительно водяной характеристики:
KQν=1-4,95ν0,85∙Qов-0,57
(17)
где Qов- оптимальная подача насоса на воде;
ν- эффективная вязкость смеси, м2/с
KQν=1-4,95∙0,0180,85∙80-0,57=0,998
19 Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:
Kην=1-1,95ν0,4∙Qов-0,27
(18)
Kην=1-1,95∙0,0180,4∙80-0,27=0,952
20 Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
Kс=11+6,02Qпрfскв
(19)
где fскв- площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и корпусом насоса.
Kс=11+6,02∙47,370,1142-0,0922∙86400∙0,785=0,519
21 Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:
q=Qж.прQов
(20)
где Qов- подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса
q=47,3780=0,592
22 Определяется относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса:
qпр=Qж.прQовKQν
(21)
qпр=47,3780∙0,998=0,593
23 Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:
βпр=βвх1-Kс
(22)
βпр=0,3921-0,519=0,189
24 Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:
KHν=1-1,07ν0,6qпрQов-0,57
(23)
KHν=1-1,07∙0,0180,6∙1,189∙80-0,57=0,998
25 Определяется коэффициент изменения насоса из-за влияния вязкости:
K=1-β0,85-0,31qпрA
(24)
где
A=115,4-19,2qпр+6,8qпр2=
=115,4-19,2∙0,592+6,8∙0,5922=0,049
K=1-0,1890,85-0,31∙0,5920,049=0,927
26 Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:
H=PρgKKHν
(25)
H=13,71∙106858,66∙9,81∙0,927∙0,998=1758 м
27 Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
Z=Hhст
(26)
где hст- напор одной ступени выбранного насоса
Z=17584,7=374,1
Z=375
Расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, выбранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета.
28 Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:
η=KηνKηqηов
(27)
где ηов- максимальный КПД насоса на водяной характеристикиη=0,952∙0,827∙0,515=0,406
29 Определяется мощность:
N=PQη
(28)
N=13,71∙106∙47,3724∙3600∙0,406=18523 Вт=18,5 кВт
30 Определяется мощность погружного двигателя:
Nпэд=Nηпэд
(29)
Nпэд=185230,73=25374 Вт=25,4 кВт
Ближайший больший типоразмер выбираем ПЭД 28-103 с КПД – 0,73; напряжение – 850 В; сила тока – 34,7 A; cosa = 0,75; температура окружающей среды – до 70°С