Эксплуатация скважин УЭЦН

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м³/сут. с резьбой 89 - более 800 м³сут.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Грань головки модуля-секции, имеющая минимальное угловое смещение относительно поверхности основания между ребрами, помечена пятном краски для ориентирования относительно ребер другого модуля-секции при монтаже на скважине.

Модули-секции поставляются опломбированными гарантийными пломбами клеймом предприятия-изготовителя на паяных швах.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицевой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Входной модуль для насосов группы 6 имеет два исполнения: одно - с валом диаметром 25 мм - для насосов с подачами 250, 320, 500 и 800 м³/сут, другое - с валом диаметром 28 мм - для насосов с подачами 1000, 1250 м³/сут.

Обратные клапаны насосов групп 5 и 5А, рассчитанных на любую подачу, и группы 6 с подачей до 800 м³/сут включительно конструктивно одинаковы и имеют резьбы муфты гладкой насосно-компрессорной трубы 73 ГОСТ 633 - 80. Обратный клапан для насосов группы 6 с подачей свыше 800 м³/сут имеет резьбы муфты гладкой насосно-компрессорной трубы 89 ГОСТ 633 - 80.

Спускные клапаны имеют такие же исполнения по резьбам, как обратные.

Пояс для крепления кабеля состоит из стальной пряжки и закрепленной на ней стальной полосы.

ПОГРУЖНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Погружные двигатели состоят из электродвигателя (рис. 4) и гидрозащиты (рис. 5).

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.

Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С, содержащей:

механические примеси с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса - не более 0,5 г/л;

сероводород: для нормального исполнения - не более 0,01 г/л; для коррозионностойкого исполнения - не более . 1,25 г/л;

свободный газ (по объему) - не более 55%. Гидростатическое давление в зоне работы двигателя не более 25 МПа.

Допустимые отклонения от номинальных значений питающей сети:

по напряжению - от минус 5% до плюс 10%; по частоте переменного тока - ±0,2 Гц; по току - не выше номинального на всех режимах работы, включая вывод скважины на режим.

В шифре двигателя ПЭДУСК-125-117ДВ5 ТУ 16-652.029 - 86 приняты следующие обозначения: ПЭДУ - погружной электродвигатель унифицированный; С - секционный (отсутствие буквы - несекционный); К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное);125 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; Д - шифр модернизации гидрозащиты (отсутствие буквы - основная модель); В5 - климатическое исполнение и категория размещения.



Рис. 4. Электродвигатель односекционный:

1 - крышка: 2 - головка; 3 - пята: 4 - подпятник; 5 - пробка: 6 - обмотка статора; 7 - втулка; 8 - ротор; 9 - статор; 10 - магнит; 11 - фильтр; I2 - колодка; 13 - кабель с наконечником; 14 - кольцо; 15 - кольцо уплотнительное; 16 - корпус: 17, 18 - пробка

В шифре электродвигателя ЭДК45-117В приняты следующие обозначения: ЭД - электродвигатель; К - коррозионностойкий (отсутствие буквы - нормальное исполнение); 45 - мощность, кВт; 117 - диаметр корпуса, мм; В - верхняя секция (отсутствие буквы - несекционный, С - средняя секция, Н - нижняя секция).

В шифре гидрозащиты ПК92Д приняты следующие обозначения: П - протектор; К - коррозионностойкая (отсутствие буквы - исполнение нормальное); 92 - диаметр корпуса в мм; Д - модернизация с диафрагмой (отсутствие буквы - основная модель с барьерной жидкостью).

Пуск, управление работой двигателями и его защита при аварийных режимах осуществляются специальными комплектными устройствами.

Пуск, управление работой и защита двигателя мощностью 360 кВт с диаметром корпуса 130 мм осуществляются комплектным тиристорным преобразователем.

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ.

Предельная длительно допускаемая температура обмотки статора электродвигателей (по сопротивлению для электродвигателей диаметром корпуса 103 мм) равна 170 °С, а остальных электродвигателей - 160 °С.

Двигатель состоит из одного или нескольких электродвигателей (верхнего, среднего и нижнего мощностью от 63 до 360 кВт) и протектора.

Электродвигатель (см. рис. 4) состоит из статора, ротора, головки с токовводом, корпуса.

Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали.

Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду.



Расточка статора в зависимости от диаметра корпуса двигателя имеет следующие размеры. Диаметр корпуса двигателя, мм .	103	117	123	130
Диаметр расточки статора, мм	50	60	64	68

Ротор короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали, со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Сердечники выполнены из листовой электротехнической стали. В пазы сердечников уложены медные стержни, сваренные по торцам с короткозамыкающими кольцами. Сердечники набираются на вал, чередуясь с радиальными подшипниками. Набор сердечников на валу зафиксирован с одной стороны разрезным вкладышем, а с другой - пружинным кольцом.

Втулка служит для смещения радиальных подшипников ротора при ремонте электродвигателя.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками.

Узел электрического соединения обмоток верхнего, среднего и нижнего электродвигателей состоит из выводных кабелей с наконечниками и изоляторов, закрепленных в головках и корпусах торцов секционирования.

Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

В корпусе, находящемся в нижней части электродвигателя (под статором), расположены радиальный подшипник ротора и пробки. Через отверстия под пробку проводят закачку и слив масла в электродвигатель.

В этом корпусе электродвигателей имеется фильтр для очистки масла.

Термоманометрическая система ТМС-З предназначена для контроля некоторых технологических параметров скважин, оборудованных УЭЦН (давление, температура, вибрация) и защиты погружных агрегатов от аномальных режимов работы (перегрев электродвигателя или снижение давления жидкости на приеме насоса ниже допустимого).

Система ТМС-З состоит из скважинного преобразователя, трансформирующего давление и температуру в частотно-манипулированный электрический сигнал, и наземного прибора, осуществляющего функции блока питания, усилителя-формирователя сигналов и устройства управления режимом работы погружным электронасосом по давлению и температуре.

Скважинный преобразователь давления и температуры (ПДТ) выполнен в виде герметичного цилиндрического контейнера, размещаемого в нижней части электродвигателя и подключенного к нулевой точке его статорной обмотки.

Наземный прибор, устанавливаемый в комплектное устройство ШГС, обеспечивает формирование сигналов на ее отключение и выключение насоса по давлению и температуре.

В качестве линии связи и энергопитания ПДТ используется силовая сеть питания погружного электродвигателя.

ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

§ открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и

§ закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д.

Гидрозащиту выпускают

§ обычного и

§ коррозионностойкого (буква К. - в обозначении) исполнений.

В обычном исполнении гидрозащита покрыта грунтовкой ФЛ-ОЗ-К ГОСТ 9109 - 81. В коррозионностойком исполнении гидрозащита имеет вал из К-монеля и покрыта эмалью ЭП-525, IV, 7/2 110 °С.

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.

Рис. 5. Гидрозащита открытого (а) и закрытого (б) типов:

А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - верхний ниппель: 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцовое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма

Конструкция гидрозащиты открытого типа представлена на рис. 5, а, закрытого типа - на рис. 5, б.

Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

В настоящее время функции станции управления выполняют комплектные устройства семейства «ЭЛЕКТОН».

УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ «ЭЛЕКТОН 04»

Станция обеспечивает следующие защиты и регулирование их уставок:

1) отключение и запрещение включения электродвигателя при напряжении питающей сети выше или ниже заданных значений;

2) отключение и запрещение включения электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса напряжения питающей сети;

3) отключение электродвигателя при превышении выбранной уставки дисбаланса токов электродвигателя;

4) отключение электродвигателя при недогрузке по активной составляющей тока с выбором минимального тока фазы (по фактической загрузке). При этом уставка выбирается относительно номинального активного тока;

5) отключение электродвигателя при перегрузке любой из фаз с выбором максимального тока фазы по регулируемой ампер-секундной характеристике посредством раздельного выбора желаемых уставок по току и времени перегрузки;

6) отключение и запрещение включения электродвигателя при снижении сопротивления изоляции силовой цепи ниже заданного значения;

7) запрещение включения электродвигателя при турбинном вращении с выбором допустимой частоты вращения;

8) отключение электродвигателя по максимальной токовой защите (МТЗ);

9) запрещение включения электродвигателя при восстановлении напряжения питающей сети с неправильным чередованием фаз;

10) отключение электродвигателя по сигналу контактного манометра в зависимости от давления в трубопроводе;

11) отключение электродвигателя при давлении на приеме насоса выше или ниже заданного значения (при подключении системы ТМС);

12) отключение электродвигателя при температуре выше заданного значения (при подключении системы ТМС);

13) отключение электродвигателя по логическому сигналу на дополнительном цифровом входе;

14) предотвращение сброса защит, изменения режимов работы, включения - отключения защит и изменения уставок без ввода индивидуального пароля;

Станция обеспечивает следующие функции:

1) включение и отключение электродвигателя либо в "ручном" режиме непосредственно оператором, либо в "автоматическом" режиме;

2) работа по программе с отдельно задаваемыми временами работы и остановки;

3) автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания, либо восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

4) регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме МТЗ и защиты по низкому сопротивлению изоляции);

5) регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме МТЗ и защиты по низкому сопротивлению изоляции);

6) регулируемая задержка АПВ отдельно после каждой защиты (кроме МТЗ, защит по низкому сопротивлению изоляции, по турбинному вращению и );

7) возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме МТЗ, защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

8) возможность выбора активного и не активного состояния защит отдельно для каждой защиты;

9) блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

10) блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

11) блокировка АПВ после отключения другими защитами (кроме защит от недогрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

12) измерение текущего значения сопротивления изоляции силовой цепи в диапазоне 1кОм - 10 мОм;

13) измерение текущего коэффициента мощности (cos);

14) измерение текущего значения фактической загрузки двигателя;

15) измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя при турбинном вращении;

16) определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

17) отображение в хронологическом порядке 63 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения электродвигателя;

18) запись в реальном времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фаз электродвигателя, загрузки и сопротивления изоляции в момент отключения электродвигателя, в момент включения, через 5 секунд после включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи. Накопленная информация может быть считана в портативный компьютер, блок съема информации БСИ либо передана в стандарте RS-232 или RS-485;

19) сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

20) отображение общей наработки насосной установки;

21) отображение общего числа пусков насосной установки;

22) отображение текущих значений времени и даты;

23) световая индикация о состоянии станции ("СТОП", "ОЖИДАНИЕ", "РАБОТА");

24) подключение к станции геофизических и наладочных приборов с помощью розетки 220В.

Кроме того, станция обеспечивает отображение на буквенно-цифровом дисплее следующей информации:

1) состояние установки с указанием причины, времени работы с момента последнего пуска или времени, оставшемся до пуска в минутах и секундах;

2) текущее значение трех линейных питающих напряжений в вольтах;

3) текущее значение токов трех фаз электродвигателя в амперах;

4) текущие значения дисбалансов напряжений и токов в %;

5) текущее значение сопротивления изоляции в кОм;

6) текущее значение коэффициента мощности (cos);

7) текущее значение загрузки двигателя в % от номинального активного тока;

8) текущее значение частоты вращения двигателя при турбинном вращении в Гц;

9) текущее значение давления на приеме насоса во введенных единицах (при подключении системы ТМС);

10) текущее значение температуры двигателя во введенных единицах (при подключении системы ТМС);

11) порядок чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

12) значение всех установленных параметров и текущих режимов работы.

Устройство БСИ-01 (блок считывания информации) предназначено для съёма и хранения информации с контроллера «Электон», а также для передачи ее на стационарный компьютер. Емкость памяти позволяет хранить информацию с 63 контроллеров. Питание БСИ-01 осуществляется от сетевого адаптера (в контроллерах с зав. №1000 и выше питание блока предусмотрено через разъем RS-232).

Преобразователи частоты семейства ПЧ-ТТПТ-ХХХ-380-50-1-УХЛ1 «Электон 05» предназначены для регулирования частоты вращения трехфазных асинхронных двигателей (АД) с короткозамкнутым или фазным ротором распространенных общепромышленных серий.

СУ обеспечивает работу привода в нескольких режимах:

а) ручное управление частотой вращения АД;

б) режим самозапуска СУ после восстановления питания;

в) плавный разгон асинхронного электродвигателя (АД) с заданным темпом;

г) разгон по предельным (заданным) значениям токов фаз АД;

д) плавное торможение АД;

е) реверсирование АД;

ж) торможение АД по предельному значению напряжения в звене постоянного тока;

з) режим работы по программе

и) считывание телеметрической информации по каналу RS-232;

к) работа в режиме ослабления поля при скоростях вращения выше номинальной.

Выходная частота - 1...75 Гц ±0,1 %.

Ток перегрузки - 125 % от номинального в течение 5 минут при времени усреднения 10 минут (режим №2 в соответствии с ГОСТ 24607-88).

Показатели надежности.

Средняя наработка на отказ СУ должна быть не менее 8000 часов.

Дисплей частотного преобразователя представлен на рисунке 6.

Рисунок № 6.

Силовая часть всех СУ построена по единой схеме и представляет собой двухступенчатый преобразователь энергии трехфазного тока сети в энергию трехфазного тока, с регулируемыми напряжением и частотой.

Сетевое напряжение преобразуется в постоянное с помощью выпрямителя (управляемого на тиристорах или неуправляемого на диодах) и фильтруется с помощью LC-фильтра. Постоянное напряжение преобразуется автономным инвертором напряжения (АИН) в трехфазное для питания асинхронного двигателя.

Автономный инвентор напряжения выполнен на основе биполярных транзисторов с изолированным затвором - IGBT , что позволяет применить достаточно гибкий алгоритм управления трехфазным мостом - широтно-импульсную модуляцию (ШИМ). Управляя напряжением на затворах IGBT моста АИН, можно получить на выходах U, V, W трехфазную систему синусоидальных токов с регулируемой частотой и амплитудой.

Импульсы управления IGBT вырабатываются системой управления и поступают на плату драйверов, где формируются двухполярные мощные сигналы для управления затворами транзисторов.

ПОДСТАНЦИИ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ КТППНКС.

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 - 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

Погружная кабельная линия.

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю. Состав кабельной линии и методы сращивания с удлинителем представлены на рисунках №№ 7, 8 и 9.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110 °С. Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони.



Рисунки № 8 и 9.

4. Анализ соответствия установленного оборудования и режима его работы добывающим возможностям скважин

4.1 Расчеты по подбору оборудования УЭЦН и обоснованию режима его работы (с применением ЭВМ)

Общий принцип подбора оборудования УЭЦН к скважине.

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации:

· коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

· данные инклинометрии;

· газовый фактор;

· давления - пластовом, давлении насыщения;

· обводненности добываемой продукции

· концентрации выносимых частиц.

При использовании в расчетах «Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах» РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 2 минут на 10 метров, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

В УДНГ «Томскнефть» при подборе УЭЦН руководствуются принятой в НГДУ программой для ЭВМ «Well Flo».



А. Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса.

Глубина спуска элекроцентробежного насоса в скважину определяется из условия обеспечения минимального забойного давления. Рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30-40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны ствола скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению межремонтного периода скважин на 10-15%.

При выполнении проверочных расчетов определение глубины подвески насоса обычно выполняется для 2-3 вариантов конструкции установок. Для них же выполняются и все остальные расчеты.

При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения давления по НКТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН. Величину коэффициента сепарации для скважин, оборудованных установками ЭЦН, определяют:

______1_________

= (1+0,6(Qж.ст/WоFз)) , (1)

где: Wо - относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/с;

Fз - площадь сечения затрубного пространства между обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), м².

Б. Определение требуемого напора насоса.

Для согласования характеристики насоса, скважины и, следовательно, нахождения величины удельной энергии, передаваемой насосом газожидкостной смеси и обеспечения нормы отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса строится напорная характеристика скважины Q=f(Нскв):

Нскв = Нскв.дин.+ Ру/ (pg)+hтр-Hг, (2)

Где Нскв.дин. - глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости (м); Р у/(p*g) - устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке «насос-устье» скважины; hтр -потери напора на трение, м.вод.столба.

Если нет данных о величине динамического уровня, то приближенно можно определить:

Ндин =Lсп - Pпл.Qжид/K , (3)

где рвн - плотность водонефтяной смеси на

рвн gвыходе из насоса

Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости:

hтр = Нсп__² (4)

где: - коэффициент гидравлических сопротивлений,

2*g*D - линейная скорость потока, м/с.

= Qнbн+Qвbв : (5)

86400Fнкт

Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле:

Нг = 4 * D * Gо.факт * (1-(Ру/Р'нас)^1/3 * (1-В(p)) (6);

где D - вн. диаметр НКТ в дюймах, Р'нас - давление насыщения после сепарации газа у насоса, В(p) - cсредняя обводненность продукции в подъемнике при среднем давлении Р=0,5(Рвн+Рус).

Для построения напорной характеристики скважины задаются несколькими значениями дебита (5-6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q=f(H) строится линия развиваемого пластом напора Нскв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН.

Выбор диаметра НКТ для ЭЦН осуществляют в зависимости от дебита скважины:

Дебит по жидкости, м3/сут.	Менее 150	150-300	Более 300
Внутренний диаметр НКТ,мм	50,3	62	76

В. Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежного насоса.

По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии:0,6Qж/ Qв.опт 1,2 (7); где Qв.опт - подача насоса на воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.

На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойcтв воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Потому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.

Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все то уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность.

При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее, влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03-0,05 см²/с. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса.

В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущуюся вязкость

(м²/с); э=э/рвн (8)

где: э - кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соостветсвующих значениях температуры и скорости сдвига потока, рвн - средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих органов, кг/м².

р_вн = рнн + рвв, (9)

где н и в соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважин.

Зависимость напора, к.п.д. и подачи от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивать с помощью коэффициентов:

Кн,Q=Н/Нв=Q/Qв (10) и К= /в (11)

где Нв,Qв и в - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости.

Коэффициенты Кн,Q и К зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса.

Reн=4,3+0,816ns^0,274 (Q/э)(n1/Qв.опт)^1/3 (12)

ns^0,575

где ns - коэффициент быстроходности ступени насоса; n1 - частота вращения вала насоса, 1/с;

ns = 193n1Q^0,5в.опт*(g Hв.опт )^-0,75 (13)

где Qв.опт и Нв.опт подача и напор насоса

zн на воде в оптимальном режиме.

zн - число ступеней насоса.

По величине Reн с помощью специальных графиков П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов Кн,Q , К и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппромаксимирующими формулами. Для ламинарного режима:

Кн,Q= Reн/( Reн-50+200(Qв/Qв.опт)); К=0,485lgReн - 0,63-0,26 (Qв/Qв.опт) (14)

Для турбулентного режима:

Кн,Q=1-(3,585-0,821lgReн)(0,027+0,485(Qв/Qв.опт)); (15)

К=0,274lgReн-0,06-0,14(Qв/Qв.опт).

где Qв - подача насоса на воде при соответствующем режиме, м³/с.

Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды на свойства эмульсии следующий:

1. Вначале определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, и с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают вязкость эмульсии.

2. Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе.

3. Задаваясь рядом значений Qв/Qв.опт и определив по фактической водной характеристике Qв.опт находят Qi= (Qв/Qв.опт)Qв.опт в соответствии с ранее выбранными значениями Qв/Qв.опт.

4. Для получения значений Qi по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Нi.

5. Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 2950 с^-1.

6. По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима Qв/Qв.опт=1 по формулам 14 и 15 находят значение коэффициента Кн,Q для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений Кн,Q выбирают меньшее.

7. Из формулы 10 находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии.

8. По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса, и затем уточненное значение Кн,Q . Эти операции по уточнению коэффициента Кн,Q осуществляют до тех пор, пока последующее значение Кн,Q не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02.

9. По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению Кн,Q и значению Qв/Qв.опт по формулам 14 и 15 определяют величину коэффициента К опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие.

10. Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса по формулам 10 и 11, соответствующие режиму Q=Qв.опт

11. Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений отношений Qв/Qв.опт после чего строят график Q-H, -Q, Q-N, где N - потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке скважинной продукции в выбранном режиме.

Для расчетов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой: N=10^-3gQвHвpвнK²H,Q/(в К)(16)

При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не указывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и к.п.д. насоса смещаются влево с резким уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса специального газового сепаратора конструкции П.Д.Ляпкова.

Г. Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления.

Выбор электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия: 0,5N/Nд1, (17) где Nд - номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД), N - мощность, потребляемая насосом.

При выборе оборудования установки УЭЦН важное значение придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды (для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности продукции. При неизменных значениях Рпл и Рзаб давление у входа в насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на выходе - вше, чем в обычных условиях работы насоса.

Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению. Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его преждевременный выход из строя.

Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течении всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже Qmin и давлением на входе в насос не менее Рпр.min. Рекомендуется определять эти значения следующим образом:

Qmin=330NдFз и Рпр.min=0,5-1,0Мпа (18)

где Fз - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и корпусом ПЭД, м².

По минимальным значениям мощности Nд, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.

Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колоны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса: Lкаб=Ннкт+50.

На величину мощности, потребляемой всей установкой, влияют потери в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД определяется:

Nд^пот=N1/дb2-c2(N/Nд-d2)²-1 (20)

где д - к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b2,c2,d2 - эмпирические коэффициенты.

По величине потерь мощности определяется температура перегрева

ПЭД: tп.д.=b3Nд^пот-c3. (21)

При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с помощью коэффициента Кt.

Кt=(2-В)(1-0,75г.пр) (22)

где В-обводненность; г.пр -газосодержание у приема насоса.

Определяют значение коэффициента Ку.п. - коэффициента уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры:

Ку.п.=1-b51-0,0077tп.д.Кt+(tc-20) (23)

Где tc - температура перед установкой.

Далее с учетом 20 и 23 определяют сумму потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД. N=Kу.п.Nд^пот.

Используя 24 , вычисляют температуру ПЭД: Тд=Тпр+Ку.п.(b3N-c3). (25).

Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого Тд меньше 403К (130⁰ С).

После выбора типа ПЭД рассчитывают силу потребляемого им тока: J=Jн(b4N/Nд+C4). (26) где Jн - сила номинального тка ПЭД, А.

Для определения потери мощности в кабеле вначале определяют среднюю величину температуры кабеля при работе установки в номинальном режиме:

tк=(tпл +tус-(Lс-Hсп)+1000/Qж)/2+0,14(J²/F). (27)

где - геотермический градиент, ⁰С/м (=0,03 ⁰C); Qж - производительность установки, т/сут; J- сила тока, проходящего по кабелю, А; F - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм². Тогда:

N_к=58810^-7J2/F(Hсп+50)1+0,004(tк-20) (28)

где Nк - потери мощности в кабеле, кВт.

В целом, потребление мощности установкой УЭЦН будет равна:

Nпот=1/атс(N+^потNд+Nк) (29)

где атс - к.п.д. автотрансформатора (атс=0,98),

Расчет допустимой кривизны эксплуатационной колонны на 10 метров ведется по формуле:

=4,586(Dэкс.кол.-(hстенки2)-Dмах. уэцн120)/L²уэцн. (30).

Результаты подбора:

расчетный суточный дебит,

напор насоса,

внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,

глубина спуска,

расчетный динамический уровень,

максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН;

особые условия эксплуатации:

высокая температура жидкости в зоне подвески,

расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,

содержание мех. примесей, соли,

При подборе УЭЦН к скважине необходимо учитывать уменьшение мощности погружного электродвигателя от увеличения температуры окружающей пластовой жидкости, согласно действующих ТУ заводов - изготовителей.

Рассмотрим пример результата проведенного расчета УЭЦН.

Расчет по подбору УЭЦН REDA по скважине № 306 Крапивинского месторождения.

Потенциал данной скважины был рассчитан исходя из имеющихся параметров, его можно оценить из приведенного ниже графика № 2, при этом МПД равен 780 куб.м. при нулевом «забойном» давлении:

Использованные данные по скважине:

Уд.вес нефти	0.852	Газ.фактор	27	Экспл.колон.	146
Уд.вес воды	1.023	Р пластовое	170	Вн.Ф экс.кол.	130,6
Обводнен.%	25	Qж куб.м./Ндин	526/2018	Перфорац.	2855,6-2864
Давл.насыщ.(атм)	34	Забой	2942	t пласт.	94

Рассчитанный дизайн - это установка DN3000 412 ступеней (графики №№ 3а и 3б), либо D4300N 268 ступеней (графики №№ 4а и 4б) с электродвигателем 456 серии мощностью 300 л.с. при 60 Гц вместе с датчиком давления и температуры, термостойким, освинцованным кабелем, а так же укомплектованная частотным преобразователем. При расчетах была рассмотрена возможность спуска УЭЦН как на глубину, где эксплуатировалась «предшествующая» установка-2504 м, так и на большую глубину - 2650 м.

График № 3а.

УЭЦН DN3000 412 ступеней, глубина спуска 2504 м:

График № 3б.

УЭЦН DN3000 412 ступеней, глубина спуска 2650 м:

График № 4а.

УЭЦН D4300N 268 ступеней, глубина спуска 2504 м:

График № 4б.

УЭЦН D4300N 268 ступеней, глубина спуска 2650 м:

Таблица № 5.

Расчетный дебит установок.

Установка при Частоте (Гц)	Ндин (расчетный)м	Qж(куб.м.) расчетный
DN3000 - 412 stg. 60 Hz (Нсп=2504м)	2206	476
DN3000 - 412 stg. 60 Hz (Нсп=2650м)	2207	474
D4300N - 268 stg. 60 Hz (Нсп=2504м)	2139	452
D4300N - 268 stg. 60 Hz (Нсп=2650м)	2130	446

Для эксплуатации в cкв. № 306 Крапивинского месторождения рекомендуется использовать УЭЦН DN3000\412 ступеней с глубиной спуска 2650 м, так как это позволит максимально оптимизировать работу скважины.

Для проведения работ с УЭЦН применяются следующие утвержденные по ОАО «ТОМСКНЕФТЬ» регламенты.

Вывод на режим и контроль за эксплуатацией УЭЦН на скважинах после ГРП.

Производятся две процедуры. Первая предназначена для скважин, оборудованных насосами ЭЦН - 50 или 80. Данная процедура обозначена литерой “А”.

Вторая процедура, обозначенная как процедура “В”, предназначена для скважин, оборудованных насосами большей производительности, чем ЭЦН-80.

Причина предоставления двух процедур заключается в том, что рекомендуемый начальный дебит скважины в идеале должен быть ограничен примерно 50 м3/сут., и медленно увеличиваться от этой отметки. Это достижимо при использовании УЭЦН-50 или 80 с частотным преобразователем (предпочтительный вариант) или штуцером для большего типоразмера насосов данный способ непрактичен. В случае применения УЭЦН большой производительности (процедура «В»), до спуска окончательного насоса, согласно программе работ, сначала спускается насос-«жертва» меньшей производительности.

В обоих случаях, целью является постепенный вывод скважины на режим, чтобы предотвратить сдвиг проппанта, пока он не закрепится пропнетом в трещине. Это позволит максимально увеличить способность пропнета предотвратить вынос проппанта.

Необходимо отметить, что во всех случаях настоятельно рекомендуется после подъема основного УЭЦН, при производстве ремонта скважины, проводить дополнительные работы по промывке скважины до искусственного забоя. Это необходимо для предотвращения повреждения оставшейся твердой фазой (проппантом или другими частицами) насосов, которые будут спускаться в дальнейшем.

Процедура A

Скважины, оборудованные насосами ЭЦН-50 или 80 или эквивалентными им насосами

Цель - не производить слишком быстрый запуск скважины, предотвращая, таким образом, сдвиг проппанта и сокращая вынос твердой фазы в целом. Намного предпочтительнее использовать частотный преобразователь. Тем не менее, в качестве альтернативного варианта, можно производить запуск при помощи штуцера.

Необходимо отметить, что возможен некоторый вынос проппанта, даже при применении этой процедуры. Цель - минимально снизить этот эффект в течение начальной фазы работы скважины и дать проппанту и пропнету закрепиться в трещине, чтобы предотвратить вынос проппанта непосредственно после проведения ГРП и при последующих сменах насоса. Оптимальный способ достижения этого - медленный вывод скважины на режим в течение начальной фазы работы после ГРП.

Необходимо производить регулярные отборы жидкости для проведения анализов на содержание твердой фазы; анализы должны проводиться на скважине. Необходимо тщательно контролировать концентрацию твердой фазы в каждом образце. При значительной концентрации твердой фазы (0,25г/л) и отсутствии ее снижения до незначительного уровня, необходимо провести ситовый анализ с целью определения гранулометрического состава и таким образом, определения степени выноса проппанта. Для проведения ситового анализа должным образом, необходим образец пробы минимум 40 г.