Текст книги "Организация эксплуатации и ремонта установок электроцентробежных насосов в нефтедобывающей отрасли. Том 1. Эксплуатация"

2.2. Системы механизированной добычи нефти из скважин

Технология механизированной добычи получила широкое признание, но при этом новые разработки продолжают играть важную роль при решении проблем и задач, связанных с добычей углеводородов. Традиционные возможности механизированной добычи расширены через применение нескольких способов в одной скважине, например газлифта или струйных насосов в комбинации с погружными ЭЦН и винтовыми насосами, оснащенными погружными электродвигателями. Надо отметить, что современные требования нефтедобычи диктуют применение так называемой «системы по подъему жидкости», в состав которой входят не только механические средства по подъему флюида на поверхность, но и экономические, организационные вопросы, вопросы сбора и подготовки нефти. Расширение спектра возможностей механизированной добычи очень привлекательно для различных отраслей промышленности. В результате современных усовершенствований (применение более коррозионно-стойких компонентов систем, оптимальное использование энергии) снизились затраты на подъем жидкости. Альтернативные способы подвески систем механизированной добычи позволяют сделать рентабельной добычу из скважин и на месторождениях, которые ранее считались неперспективными. Тенденции к созданию производственных объединений, осуществляющих сервис по подъему пластовой жидкости на поверхность, появились и в нашей стране. Весь спектр работ по проектированию и созданию надежных систем, спуску установок в скважину, сервисному обслуживанию и ремонту установок концентрируется, что позволяет увеличить дебиты скважин и снизить при этом затраты.

Оптимизация процесса подъема жидкости с забоя скважины с целью достижения больших дебитов, извлекаемых с наименьшими затратами, дает возможность значительного увеличения добычи нефти как из новых скважин, так и на старых месторождениях. При выборе и проектировании системы механизированной добычи необходимо учитывать параметры пласта и скважины, хотя при этом необходимо также принимать во внимание стратегию разработки месторождения.

Выбор способа механизированной добычи представляет собой специфичную и часто трудоемкую задачу, хотя имеющиеся инструкции дают представление об относительной применимости каждого из таких способов.

Описание основных групп механизированной добычи

Четыре основные группы систем механизированной добычи включают:

– штанговые плунжерные или винтовые насосы;

– струйные, поршневые, турбинные и гидропоршневые насосы;

– газлифт;

– погружные центробежные электронасосы.

Штанговые глубинные насосы (ШГН), состоящие из цилиндра, поршня (плунжера) и клапанов, подают пластовую жидкость в насосно-компрессорные трубы для подъема на поверхность. Такие насосы спускают с поверхности на колонне насосных штанг внутри колонны насосно-компрессорных труб и приводят в действие с помощью поверхностного привода, использующих, как правило, электродвигатель. В качестве поверхностного привода наиболее широко используются различные типы станков-качалок (рис. 2.15).

Рис. 2.15. Штанговая глубинно-насосная установка

Сегодня для привода штанговых насосов успешно внедряются цепные и гидравлические приводы. Примерное количество скважин, где добыча нефти производится с насосами ШГН, в России составляет 45000.

Известны два типа штанговых насосов. Невставные штанговые насосы имеют полнопроходной цилиндр с всасывающим клапаном, установленный на конце насосно-компрессорных труб. Плунжер, или нагнетательный клапан, спускают в цилиндр на насосных штангах. Для ремонта или замены невставного насоса насосно-компрессорные трубы необходимо поднимать из скважины. Меньшие по размерам вставные штанговые насосы состоят из цилиндра, впускного клапана, плунжера и выпускного клапана, объединенных в единую сборку, которую спускают в колонну насосно-компрессорных труб на штангах. Для ремонта или замены вставные штанговые насосы могут быть извлечены из скважины путем подъема насосных штанг, при этом колонна насосно-компрессорных труб остается на месте.

Однако подача штангового насоса, или объемный КПД, имеет ограниченное значение в скважинах с высокими газожидкостными факторами, малым диаметром насосно-компрессных труб или глубоко залегающими продуктивными интервалами. Другими недостатками являются большой размер околоскважинной площадки наземного оборудования таких насосов (потребность в площади), высокие капиталовложения и опасность утечек или разливов на устье скважины. Наземный привод не позволяет применять установки на больших глубинах.

Винтовые насосы работают по принципу ротационного вытеснения жидкости. Эта спиралевидная система состоит из ротора, который эксцентрично вращается внутри неподвижного статора (рис. 2.16). Ротор представляет собой винт небольшого диаметра с глубокой круглой нарезкой и очень большим шагом – расстоянием между соседними вершинами резьбы. Статор имеет одну дополнительную нитку резьбы, шаг резьбы на нем больше, чем у ротора, его поверхность гуммирована, поэтому образуется полость, которая плавно передвигается к выходу из насоса в процессе вращения, в результате чего развивается почти непульсирующий линейный поток жидкости. Как и в штанговых насосах, ротор обычно приводится в движение с помощью штанг, присоединенных к двигателю на поверхности. В новых бесштанговых установках применяются погружные электродвигатели и редуктор для вращения ротора.

Рис. 2.16. Винтовой насос

В большинстве случаев винтовые насосы характеризуются легкой приспособляемостью, надежностью в работе, высокой стойкостью к воздействию абразивных твердых частиц и высоким объемным КПД. Применение небольших двигателей обеспечило эффективное расходование энергии и сокращение затрат на подъем жидкости.

По сравнению со штанговыми насосами, винтовые насосы имеют более высокий срок службы, а неисправности штанг или насосно-компрессорных труб встречаются реже благодаря меньшей частоте вращения. Капиталовложения при таком способе добычи обычно ниже, чем при других способах механизированной добычи. Винтовые насосы способны откачивать нефти до 270 м³/сут и используются на глубинах до 1220 м. Наиболее уязвимы эластомерные компоненты насоса, которые имеют ограничения рабочей температуры до 100–150°C и могут быть несовместимы с некоторыми химическими веществами или сероводородом.

Гидросистемы передают энергию к забою скважины путем повышения давления специальной рабочей жидкости (обычно легкой очищенной или добытой нефти), подаваемой по колонне насосно-компрессорных труб к скважинному насосу, который свою потенциальную энергию передает добываемым жидкостям (рис. 2.17). В обычных гидропоршневых насосах используются насадки, известные также как трубки Вентури, и дросселирующие сопла, поршни, совершающие возвратно-поступательные движения, или реже применяемые вращающиеся турбины. Эти насосы, находящиеся в скважине в условиях свободного плавания, могут вводиться в скважину и извлекаться из нее с помощью потока жидкости, делая не нужными канатно-троссовые операции или использование подъемной установки для замены насосов или поднятия колонны насосно-компрессорных труб. Гидропоршневые насосы используются на глубинах от 300 до 5500 м и позволяют добывать от 16 до 1600 м³/сут или более. Они наиболее эффективны для подъема тяжелой вязкой нефти, которую легче поднимать на поверхность после смешения с легкой рабочей жидкостью. Поскольку гидропоршневой насос может быть извлечен из скважины потоком жидкости, имеется возможность модификации системы с учетом изменяющихся условий.

Рис. 2.17. Гидропоршневая насосная установка

В газлифтном подъемнике для увеличения энергии газа, поступающего из пласта вместе с нефтью, используется газ высокого давления из дополнительного источника. Жидкость, поступившая в скважину, поднимается всплывающими пузырями газа, при этом уменьшается гидростатическое давление столба – забойное давление снижается, чтобы обеспечить депрессию на пласт, необходимую для получения требуемого дебита скважины. Главными критериями эффективности работы газлифта являются наличие источника газа и затраты на его компрессирование. В большинстве газлифтных скважин производится непрерывная закачка газа, и этот способ подъема жидкости с забоя является единственным способом, в котором полностью используется энергия пластового газа (рис. 2.18). Газ из внешнего источника подается на специальные газлифтные клапаны, установленные на конкретных расчетных глубинах; поступает в поток и смешивается с нефтью в скважине. Всплывая, газ выталкивает находящуюся над ним скважинную жидкость на поверхность.

Рис. 2.18. Газлифтный подъемник

Газлифт – это хорошо приспособляемый и регулируемый способ механизированной добычи. Съемные газлифтные клапаны могут быть извлечены с помощью тросоканатных операций и заменены без подъема лифтовой колонны, если возникнет необходимость в изменении конструкции системы или ее характеристик. Затраты в основном зависят от источника газа и давления, они могут быть значительными, если потребуется установка дополнительных компрессоров и технологического оборудования на поверхности. Газлифтные установки допускают присутствие в продукции таких абразивных материалов, как песок, и могут применяться на малопродуктивных скважинах, при высоком газовом факторе и в наклонно направленных скважинах. Нехватка природного газа, особенно на старых месторождениях с большой обводненностью, ограничивает или делает вообще невозможным газлифтный способ добычи. Существуют проблемы замерзания или образования газогидратов, а также трудности при извлечении с помощью гладкой проволоки съемных клапанов из скважин с большим углом искривления ствола. Из-за отложений на стенках труб минеральных осадков, продуктов коррозии и парафина увеличивается трение в системе или противодавление на пласт и снижается эффективность газлифта. Диаметр подъемных труб и выкидные линии большой протяженности также ограничивают давление в системе и эффективность газлифта.

Основным недостатком газлифта является трудность эксплуатации малопродуктивных скважин при низком пластовом давлении. Для некоторых газлифтных скважин может потребоваться переход к другому способу механизированной добычи, прежде чем они будут ликвидированы.

В электрических погружных системах используются центробежные насосы в виде ряда ступеней, которые монтируются последовательно в одном корпусе и затем жестко стыкуются с погружным электродвигателем на конце колонны НКТ. Для подсоединения к средствам управления и источнику электроэнергии на поверхности используется армированный электрический кабель.

Погружные системы имеют широкий диапазон рабочих характеристик, их использование является одним из наиболее универсальных способов подъема жидкости с забоя скважины. Стандартные электроприводы на поверхности обеспечивают дебиты от 16 до 4800 м³/сут, а приводы с регулируемой скоростью обеспечивают дополнительную гибкость в регулировании подачи насоса. Системы допускают наличие в продукции высокого газового фактора, но поступление больших объемов газа может привести к образованию газовых пробок и вызвать повреждение насоса. Проблема добычи агрессивных флюидов решается использованием специальных материалов и покрытий. Модифицированное оборудование и процедуры допускают присутствие в откачиваемой жидкости песка и других абразивных частиц без ущерба для оборудования. Для эксплуатации погружных насосов при температурах свыше 180°C требуется применение специальных двигателей и кабелей, способных работать в таких условиях.

Традиционно погружные центробежные электронасосы применяются в обводненных малопродуктивных скважинах, которые по своему поведению напоминают водозаборные скважины. Погружной насос может работать как в скважинах с большим отклонением от вертикали, так и в горизонтальных стволах, но он должен устанавливаться в пределах прямолинейного или вертикального участка ствола. Длина такого насоса может достигать нескольких десятков метров, поэтому изгибы сокращают срок его службы в результате внутреннего износа подшипников двигателя и самого насоса.

Скважины глубиной более 3600 м можно эффективно эксплуатировать с использованием погружных электрических насосов, которые пригодны для обсадных труб с наружным диаметром не менее 114,3 мм. Погружные электрические насосы, КПД которых варьирует в пределах 20–70%, по-видимому, обеспечивают наиболее эффективный и экономичный способ механизированной добычи в расчете на подъем с забоя единицы объема нефти. Однако глубина скважины и высокий газовый фактор ограничивают подачу и эффективность работы таких насосов.

Другим недостатком является необходимость проводить дорогостоящие операции, связанные с использованием подъемника для извлечения колонны насосно-компрессорных труб из скважины, при ремонте или замене насоса. Кроме того, отдельные установки имеют ограниченный напор, определяемый числом ступеней насоса. Для устранения этих ограничений требуются альтернативные методы установки этого оборудования в скважине и использования станций управления с регулируемой частотой.

Сегодня в России эксплуатируется 90000 ед. УЭЦН в скважинах, с использованием которых добывают примерно 78% всей нефти.

2.3. Оценка и оптимизация добычи

Важнейшим фактором оптимизации добычи является должное взаимодействие всего инженерно-технического персонала, связанного с добычей, контролем над разработкой пласта, заканчиванием скважин и системами механизированной добычи, а также поставщиков оборудования и персонала сервисных компаний.

Опыт показывает, что оптимизация добычи может дать эффект в 3-25% дополнительной добычи. Приведенные цифры изменяются в зависимости от достигнутой степени оптимизации и качественных характеристик или ресурса первоначального эксплуатационного оборудования.

Увеличение уровня добычи всего лишь на 1% может выражаться миллионами долларов дополнительного дохода. Увеличение добычи на 3-25% соответствует дополнительным доходам в десятки миллионов долларов в год. Более того, доход обеспечивается не только путем увеличения добычи, но и посредством рационального расходования газа и электроэнергии, снижения эксплуатационных расходов и сокращения капиталовложений. Например, после оптимизации существующих скважин может отпасть необходимость в бурении нескольких новых или уплотняющих добывающих скважин.

2.4. Основные принципы подбора скважинного оборудования

При подборе насоса для скважины необходимо осуществить:

– сбор и анализ всех характеристик скважины, которые потребуются при проектировании;

– определение:

а) потенциальной производительности и глубины скважины; установки насоса, требуемой для достижения заданной производительности;

б) объемов жидкости и газа, всасываемых насосом;

в) требований к напору насоса;

– выбор:

а) типа насоса, который будет иметь максимальную эффективность при требуемом расходе и заданной производительности и величине напора;

б) оптимальных размеров насоса, двигателя, протектора и кабеля;

в) вариатора вспомогательного (частоты тока двигателя, трансформатора, головки НКТ) и дополнительного оборудования.

Исходные данные

Проектирование погружного насосного агрегата обычно не представляет собой сложной задачи, особенно, если имеются надежные исходные данные. Однако при недостаточности информации о дебите скважины, пластовом или забойном давлении работа выбранного насоса может быть неэффективной.

Недостаток исходных данных зачастую приводит к неправильному выбору типоразмера насоса и к высоким эксплуатационным расходам. Неправильно выбранный насос может работать за пределами своего эксплуатационного диапазона, что приводит к недогрузке или перегрузке электродвигателя либо к быстрому дренированию скважины, а значит, к повреждению пласта. Другой крайностью является недостаточность мощности насоса для достижения требуемой производительности.

Зачастую используются данные других скважин того же месторождения или близлежащих районов, в предположении, что скважины одного и того же продуктивного горизонта будут иметь аналогичные характеристики. К сожалению, для целей инженерного выбора типоразмеров погружного насосного оборудования скважины, скорее, напоминают отпечатки пальцев – среди них нет двух одинаковых.

Рис. 2.19. Интерфейс программы Subpump-7.0 для проектирования УЭЦН

На выбор параметров оборудования могут существенно влиять характеристики скважинного флюида. Это могут быть:

– большое процентное содержание воды;

– многофазная среда (высокий ГФ);

– высокая вязкость флюида.

Ниже приводится примерный перечень требуемых данных:

1. Данные о скважинах:

а) конструкция скважины. Размер и тип обсадной колонны;

б) размер, тип НКТ;

в) интервал перфорации;

г) глубина установки насоса (замеренная и по вертикали).

2. Эксплуатационные данные:

а) давление в НКТ на устье скважины;

б) давление в обсадной колонне на устье;

в) текущий дебит;

г) динамический уровень;

д) статический уровень и (или) статическое давление в забое;

е) место установки насоса;

ж) температура в забое;

з) потенциальный дебит;

и) газовый фактор (ГФ);

к) процентное содержание воды.

3. Состояние скважинного флюида:

а) плотность пластовой воды;

б) плотность нефти, или удельный вес;

в) удельный вес газа;

г) давление насыщения газа;

д) вязкость нефти;

е) данные о давлении, температуре и объеме.

4. Источники энергоснабжения:

а) первичное напряжение;

б) частота и мощность источника.

5. Возможные проблемы:

а) наличие механических примесей;

б) отложения солей, смол и асфальтенов;

в) коррозия;

г) отложения парафина;

д) наличие в добываемой нефти воды в виде водонефтяной эмульсии;

ж) наличие растворенного газа или попутного газа;

з) высокая забойная температура.

Производительность скважины

Характеристики насоса определяются из условия доставки на поверхность флюида в объеме потенциальных возможностей пласта. Основой методики расчета потенциального дебита скважин являются различные компьютерные программы, которые основаны на законе Дарси. При однофазном течении жидкости кривая притока представляет собой прямую линию с наклоном К_пр, определяемым по коэффициенту продуктивности. Если давление насыщения ниже забойного давления, то поток многофазный и кривая притока имеет параболический вид. Зависимость потока впервые описана В. Е. Гилбертом и усовершенствована И. М. Вогелем, разработавшим безразмерную опорную кривую, которую можно использовать при построении кривой для конкретной скважины.

При подборе насоса необходимо применять следующие условия:

– забойное давление – минимальное (3–5 МПа из условия обеспечения подпора на центробежный насос);

– глубина спуска насоса на 50 м выше верхнего интервала перфорации;

– как правило, давление насыщения выше забойного давления, поэтому если поток многофазный, необходимо принять меры по отделению газа.

Рис. 2.20. Использование компьютерной программы узлового анализа для определения потенциала пласта

Расчеты потенциального дебита скважины по параметрам работающей скважины при известных значениях Q_Ж, р_пл, p_заб

Исходные данные:

Q_ж – текущий дебит скважины, м³/сут;

р_пл – пластовое давление, МПа (кгс/см²);

р_заб – забойное давление, МПа (кгс/см²) (забойное давление принимается равным 5 МПа (50 кгс/см²), так как это давление необходимо для подпора центробежного насоса, если давление насыщения больше забойного. Если давление насыщения меньше 5 МПа (50 кгс/см²), то забойное давление принимается из условия 30% от давления насыщения;

р_нас – давление насыщения, МПа (кгс/см²);

β – объемный коэффициент нефти;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПа · с (сПз);

r_скв – радиус скважины, м (как правило, диаметр скважины 215,9 мм, следовательно, радиус скважины 0,1 м);

R_к – радиус контура питания, м (как правило, сетка разбуривания на наших месторождениях 500 м, следовательно, радиус контура питания – 250 м);

S — скин по результатам (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или снятия кривой восстановления давления с помощью программного комплекса. Если подобные исследования не проводились, скин принимается равным 0).

Расчет:

– определяем коэффициент продуктивности скважины К_пр:

а) при давлении насыщения ниже забойного давления

б) максимальный дебит скважины Q_max:

Q_max = Q_нас + (K_нрр_нас)/1,8; (2.11)

в) потенциальный дебит скважины Q_пот при р_заб50 – 5 МПа (50 кгс/см²), или если р_нас < 5 МПа (50 кгс/см²), то р_заб на 30% ниже р_нас:

Q_пот = Q_нас + (Q_пот —Q_нас)(1–0,2(р_заб50/р_нас) – 0,8(р_заб50/р_нас) ²), (2.12)

или

Q_пот = K_пр(р_пл – р_нас) + ((K_прр_нас)/1,8))(1–0,2(р_заб50/р_нас) – 0,8(р_заб50/р_нас)²); (2.13)

г) kh рассчитывается обратным порядком:

kh = K_пр · 18,4μβ(1η(R_κ/r_скв) – 0,75 + S). (2.14)

После расчета обратным порядком этот параметр должен быть зафиксирован для каждой скважины (если нет более точных данных). Для скважин, на которых проведено ГРП, при расчете kh применяется скин, достигнутый в результате ГРП, для обычных скважин учитывается скин равный 0 или определяется при помощи WELL Test.

Если скважины находятся в простое и Q_Ж = 0, расчет производится по данным предполагаемого режима.

Расчеты потенциального дебита скважины по параметрам работающей скважины при известных значениях kh, р_пл, р_заб

Исходные данные:

р_пл – пластовое давление, МПа (кгс/см²);

р_заб50 – потенциальное забойное давление (5 МПа (50 кгс/см²), или если р_нас < 5 МПа (50 кгс/см²), то р_заб на 30% ниже р_нас;

р_нас – давление насыщения, МПа (кгс/см²);

kh — произведение проницаемости на нефтенасыщенную мощность;

β – объемный коэффициент нефти;

μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПа · с (сПз);

r_скв – радиус скважины, м (как правило, диаметр скважин 215,9 мм, следовательно, радиус скважины 0,1 м);

R_к – радиус контура питания, м;

S — скин (определяется по результатам исследований скважин на различных режимах или при снятии кривой восстановления давления с помощью программного комплекса. Если подобные исследования не проводились, скин принимается равным 0.

Расчет:

– определяем:

а) продуктивность скважины К_пр:

К_пр = kh/(18,4μβ1n(R_к/r_скв) – 0,75 + S); (2.15)

б) дебит скважины Q_Hac при р_нас по формуле (2.10);

в) максимальный дебит скважины Q_max по формуле (2.11);

г) потенциальный дебит скважины Q_пот при р_заб = 5 МПа (50 кгс/см²)

или если р_нас < 5 МПа (50 кгс/см²), то р_заб на 30% ниже р_нас по формуле (2.12)

или по формуле (2.13).

Для расчета потенциального дебита после ГРП принять значение скин = —4,7.

Производительность насоса

Производительность насоса определяется в зависимости от условий доставки пластовой жидкости по подъемному лифту, инженерным сооружениям, промысловым коллекторам потребителю.

Если насос подобран неправильно, то, в случае превышения потенциала пласта над производительностью насоса, будет происходить повышение динамического уровня, что приведет к росту забойного давления в результате уменьшения дебита скважины. В случае превышения подачи насоса над потенциальным притоком из пласта произойдет снижение динамического уровня, что приведет к срыву подачи.

Одним из основных условий, которое необходимо для подбора насосного оборудования, является обеспечение минимального забойного давления. До недавнего времени метод создания на приеме насоса давления больше давления насыщения был широко распространен, так как он прост технологически и организационно, но при этом недостаточно эффективен. Однако же современные погружные насосы позволяют работать на больших глубинах, достигая потенциальных дебитов. Как правило, в этих зонах давление ниже давления насыщения газа, поэтому скважинное оборудование работает с присутствием свободного газа.

Газ существенно влияет на характеристики центробежного насоса. Пока свободный газ находится в виде мелкодисперсных пузырей, насос ведет себя нормально, как при перекачивании жидкости с низкой плотностью. Однако после превышения определенного "критического" значения соотношения объемов газа и жидкости (примерно 25%) давление на выходе насоса снижается. Это в основном обусловлено разделением газовой и жидкостной фаз в ступенях насоса и проскальзыванием между этими двумя фазами. Это явление еще полностью не изучено, и нет общей зависимости, описывающей влияние свободного газа на характеристики насоса. Тем не менее оно является причиной "срыва подачи".

В идеале скважина будет продуктивной, если давление на глубине погружения превышает давление насыщения, что позволяет на входе насоса сохранять газы в растворенном состоянии. Однако при минимальном забойном давлении и максимальной депрессии насос не может работать, поэтому для достижения наибольшей эффективности системы при содержании свободного газа более 25% газы должны быть отделены от других флюидов до входа в насос.

Для выбора насоса и сепаратора необходимо определить влияние газа на объем флюида.

Общий объем флюидов

Общий объем флюида на приеме насоса будет складываться из объема нефти, пластовой воды и свободного газа.

Объем газа. Объем свободного газа на входе в насос определяется по формуле

G_пр = G(1 – р_пр/р_нас). (2.16)

Объем нефти V_н на входе в насос равен объему нефти на поверхности, умноженному на коэффициент пластового объема B₀. Этот объем рассчитывается при определении потенциала пласта по формуле Дарси.

Объем воды V_B в пласте равен объему воды в нормальных условиях, т. е. не изменяется.

Теперь можно определить общий объем флюидов V_t:

V_пр = G_пр+ V_Н – V_В. (2.17)

Объем флюида на приеме насоса с вычетом объема свободного газа, отделенного газосепаратором, определяет производительность насоса для доставки на поверхность потенциального дебита скважины.

Полный динамический напор

Полный динамический напор, необходимый для перекачивания флюида при требуемой производительности, определяется числом метров столба жидкости и рассчитывается как сумма подъема жидкости в скважине (динамического подъема); потерь на трение в НКТ; устьевого давления. Упрощенное уравнение выглядит следующим образом:

ПДН = H_дин + F_нкт + Р_уст, (2.18)

где ПДН — полный динамический напор, обеспечиваемый насосом при перекачивании требуемого объема, м; Н_дин – вертикальное расстояние между устьем скважины и ориентировочным динамическим уровнем скважинной жидкости при ожидаемом дебите, м; F_нкт – напор, необходимый для преодоления трения в НКТ, м; Р_уст – напор, необходимый для преодоления трения в наружных трубопроводах, клапанах и арматуре и для преодоления разности уровней между устьем скважины и резервуарами для хранения, м.

Рис. 2.21. Изменение объема флюида на приеме насоса

При определении напора следует помнить, что заводы-изготовители в каталогах дают информацию в метрах водяного столба (вернее будет сказать – в 100 м водяного столба).

Глубина установки насоса определяется из условия достижения минимального забойного давления, т. е. на минимальное расстояние от зоны перфорации (50 м над верхним интервалом перфорации). При этом следует учесть ограничения, которые могут повлиять на место установки УЭЦН. Это могут быть: параметры кривизны в зоне установки УЭЦН, техническое состояние обсадной колонны в интервале установки УЭЦН или на траектории спуска и т. д.

Алгоритм подбора УЭЦН к скважине

Подбор оптимального типоразмера и глубины спуска УЭЦН производится по принятой в компаниях программе подбора (Wellflow, SubPump, Автотехнолог и т. д.). При отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими основными принципами:

Рис. 2.22. Определение динамического напора

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Q_ж, Н_дин, р_пл определяется коэффициент продуктивности скважины, м³/(сут · МПа) или м³/(сут · кгс/см²)

где Q_ж – дебит жидкости, м³/сут; р_пл, p_заб – пластовое и забойное давление, МПа (кгс/см²), соответственно.

Для вновь вводимых скважин К_пр определяется по результатам гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление (p^опт_заб), позволяющее получить при данном К_пр максимальный дебит. Оптимальное забойное давление из опыта эксплуатации месторождений составляет 0,75-0,8 от давления насыщения нефти газом.

3. Исходя из значений оптимального забойного давления находят динамический уровень

где Н^верт_дин – динамический уровень по вертикали, м; Н^верт_пл – глубина залегания пласта по вертикали, – оптимальное забойное давление, МПа (кгс/см²); γсм – удельный вес газожидкостной смеси, Н/см³ (гс/см³).

4. На основе инклинограммы скважины рассчитывается среднее значение угла отклонения ствола скважины от вертикали cos α

5. Определяется динамический уровень в стволе скважины

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

где Н_погр – глубина погружения установки под динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при р^опт_заб

где Q_пл – планируемый дебит скважины, м³/сут; – коэффициент продуктивности скважины, м³/сут · МПа (м³/(сут · кгс/см²)).

8. Определяется требуемый напор установки

где Н — напор установки, м; ΔН — поправка напора, м (на вероятностную характеристику насоса, потери на трение и др.).

Для насосов производительностью:

20-50 м³/сут ΔΗ ≈ 250 μ;

80-125 м³/сут ΔΗ ≈ 180 м;

200 м³/сут и более ΔΗ ≈ 100 м.

По вычисленным значениям планируемого дебита и требуемому значению напора подбирается ближайший по значениям типоразмер ЭЦН.

В скважинах с осложнениями (вынос механических примесей (песка), опасность разгазирования, прорыв воды или газа из других пластов и др.) значения оптимального забойного давления и планируемого дебита ограничиваются геологической службой предприятия.

Подбор УЭЦН к каждой скважине производится индивидуально, при этом необходимо руководствоваться рекомендуемыми значениями глубины спуска в зависимости от напора насоса.

Типы и эксплуатационные параметры насосов определяются по каталогам заводов-производителей. В зависимости от ожидаемого дебита флюидов и размеров обсадной колонны следует выбрать тип насоса, который при ожидаемом дебите будет работать в пределах своего эксплуатационного диапазона в режимах, максимально приближенных к пиковому КПД.

^{По заводским каталогам подбирается насос: характеристики даны на работу с водой}

Если два насоса или более имеют аналогичные значения КПД при требуемом объеме, то выбор насоса определяется такими условиями, как:

1. Стоимость насосов, а также размеры и стоимость электродвигателей. Обычно насосы и двигатели большего диаметра обходятся дешевле и работают более эффективно.

2. При неизвестных или неточно оцененных характеристиках скважин следует выбрать насос с "крутой" характеристикой. Если требуемый объем приходится на точку характеристики, в которой оба насоса имеют примерно одинаковый КПД, то следует выбрать насос с большим числом ступеней. Такой насос обеспечит производительность, близкую к требуемому объему, даже в тех случаях, когда напор в скважине будет намного больше или меньше ожидаемого.