Методика подбора УЭЦН

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышнности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов ГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) — на долю УПЦЭН ходится примерно половина всей добываемой в отрасли жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора (номинальный дебит) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина — установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных програм.

Излагаемый ниже экспресс — метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы УЭЦН на различных месторождениях России и успешно применяется в ООО СП «ВАТОЙЛ».

В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты:

• 1. Эффективность работы насоса определяется давлением у приема насоса и коэффициентом сепарации свободного газа у приема, то есть количеством свободного газа, попадающего в насос.
• 2. Реальные характеристики насосов могут существенно отличаться от паспортных .
• 3. Для нефтяных месторождений России давления на выходе из насоса Рвых определяются по соответствующим кривым распределения давления в подьемнике (рис. 3.6 — для группы месторождений). Представленные экспериментальные кривые распределения давления справедливы при дебитах от 23 до 475 т/сут для диаыетров подъемников 0,048 и 0,060 м при обводненности продукции 0 — 1.

Экспериментальные кривые распределения давления (см. рис. 3.6) приведены к давлению на усгье скважины, равному нулю. При пюбом устьевом давлении давление на выходе из насоса находится так, как это показано на рис. 6 для следующих условий: Р = 1,5 МПа, глубина спуска насоса Нн= 855 м, обводненность продукции В = 0,2. На оси давлений откладывают давление Ру = 1,5 МПа и проводят линию до пересечения с кривой 3, соответствующей обводненности В = 0,2, получая глубину Н =395 м. К этой глубине прибавляют глубину спуска насоса 855 м и получают глубину 1250 м. Из данной глубины лроводят линию до пересечения с кривой 3 и получают давление на выкиде насоса Рвых= 7,25 МПа.

Рассмотрим каждый из пунктов в отдельности:

— Расчет оптимального, допускаемого и предельного довления на приеме УЭЦН.

Погружной центробежный насос достаточно чувствителен к наличию в сткачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики центробежного насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи).

Многочисленные промысловые исследования работы УЭЦН позволили выделить три качественно различных области работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь. В первой области, характеризующейся небольшим содержанием свободного газа в откачиваемой жидкости, реальные (фактические) характеристики насоса не отличаются от стендовых характеристик без присутствия свободного газа, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, соответствующее небольшому газосодержанию в откачиваемой жидкости, назовем оптимальным давлением на приеме Ропт (насос работает в первой области).

Вторая область работы УЭЦН характеризуется увеличением количества газа на приеме, вследствие чего реальные характеристики отклоняются от стендовых при работе без свободного газа (иногда значительно), но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Давление на приеме, соответствующее этой области работы насоса со свободным газом, назовем допускаемым давлением на приеме Рдоп.

Третья область работы УЭЦН характеризуется значительным количеством свободного газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса вплоть до срыва подачи. При этом КПД насоса становится равным 0. Давление, соответствующее этой области работы насоса, назовем предельным давлением на приеме Рпред.

Ниже приведены эмпирические зависимости для расчета Ропт, Рдоп, Рпред, справедливые при (нд/ нп) < 3. Если отношение вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре к вязкости пластовой нефти превышает 3, то требуются специальные исследования для корректировки нижеприведенных зависимостей.

Оценку оптимального давления на приеме можно выполнить по следующим формулам:

при В < 0,6.

Ропт.= нд/нп* Рнас.*(0,325 — 0,316 В) ;

при В > 0,6.

Ропт.= нд/нп* Рнас.*(6,97 В — 4,5 В2 — 2,43).

где В — объемная обводненность продукции, доли единицы.

Для оценки допускаемого давления на приеме УЭЦН можно использовать следующие формулы:

при В < 0,6.

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(0,198 — 0,18В);

при В > 0,6.

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(2,62В — 1,75 В2 — 0,85).

Предельное давление на приеме во всей области 0 < B < 1 можно рассчитать по следующей зависимости:

Рдоп.= нд/нп* Рнас.*(0,125 — 0,115В);

Так как вязкость дегазированной нефти нд. дается в справочной литературе при t= 20 C, а при вычислении нд./ нп. ее необходимо подставлять при t пл., то для расчета нд. при пластовой температуре можно воспользоваться следующей формулой: l.

g t. = lg 20 (lg 50/ lg 20) в степени (t-20)/30.

где t.- относительная динамическая вязкость нефти при температуре t; 50, 20 — относительные динамические вязкости дегазированной нефти при температурах соответственно 20 и 50 С. При температуре 20 С вязкость воды в = 1 мПа*с.

Рассмотрим расчет коэффициента сепарации свободного газа у приема погружного оборудования. Под коэффициентом сепарации свободного газа понимается отношение объема газа, уходящего в затрубное пространство, к общему объему свободного газа у приема погружного оборудования. Таким образом, сепарация снижает объем свободного газа, поступающего в насос или башмак подъемника, что необходимо учитывать при дальнейшем рассмотрении работы как насоса, так и подъемника.

На основании теоретических и экспериментальных исследований получены следующие расчетные формулы для коэффициента сепарации .

Для башмака фонтанного лифта ф = о / [ 1 + 0,7 qж / (wо Fэк) ].

для приема скважинного штангового насоса ш = о / [ 1 + 1,05 qж / (wо Fэк) ].

для приема центробежного электронасоса ц = 1 / [ 1 + 0,75 qж / (wо fз) ].

где о — коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи о = 1 — (dнар/Dэк)2.

dнар — наружний диаметр НКТ, м; Dэк — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; qж — объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м3/с; wо — отностительная скорость газовых пузырьков, м3/с. Относительная скорость газовых пузырьков зависит от обводненности продукции: при В 0,5 w0 = 0,17 м/с; Fэк — площадь поперечного сечения эксплуатационной колоны, м2; f3 — площадь кольцевого зазара между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м2.

f3 = (D2эк — d2н) / 4,.

dн — диаметр погружного насоса, м.

Рассмотрим как корректируется паспортная харрактеристика.

Практика широкого применения УЭЦН для эксплуатации скважин выявила некоторое несоответствие реальной стендовой характеристики (при испытании насоса на пресной воде) ее паспортной характеристике (при испытании насоса также на пресной воде). Как правило, стендовая (реальная) характеристика располагается несколько ниже паспортной. Характеристикой центробежного насоса называется совокупность графических зависиыостей напора Н, потребляемой мощности N и КПД от подачи Q. В технической и справочной литературе для каждого типоразмера УЦЭН имеются паспортные характеристики.

При подборе УЭЦН для эксплуатации скважин необходимо предварительно скорректировать паспортную характеристику для получения реальной характеристики насоса. Реальную характеристику можно получить после проведения стендовых испытаний каждого насоса при работе его на пресной воде. Однако на практике этот путь не всегда легко осуществим по целому ряду объективных причин. В этих случаях реальную характеристику можно определять, используя паспортную.

Суть расчетного метода заключается в следующем.

• 1. Для данного насоса выбирают ряд значений подач Q1, Q2. Q3, Q4, и т. д., часть из которых находится слева, а часть — справа от оптимальной подачи данного насоса Qопт (оптимальнвя подача соответствует максимальному значению КПД — макс).
• 2. Для выбранных подач с паспортной характеристики этого насоса вычисляют соответствующие им напоры Н1, Н2, Н3, Н4, и т. д., а также КПД 1, 2, 3, 4, и т. д.
• 3. При соответствующих подачах Q1, Q2. Q3, Q4, и т. д. расчитывают снижение напора Н по формуле

Н = 0,92Нопт / (3.9 + 0,023 Qопт),.

где Нопт, Qопт, — соответственно паспортные напор и подача на оптимальном режиме работы насоса.

4. Рассчитывают реальные напор Н' и КПД ` для принятых подач Q1, Q2. Q3, Q4, и т. д. по следующим формулам:

Hi = Hi — Н;

`i = i (1 — Н/ Hi).

По вычесленным значениям Hi и `i строят реальные характеристики Qi — Hi и Qi — `i. Мощностная характеристика Q — N остается без изменений.

Для примера рассмотрим задачу. Скорректировать паспортную характеристику насоса ЭЦН5А-360−600, основные паспортные параметры которого при работе на оптимальном режиме следующие: Qопт = 360 м3/сут; Нопт = 570 м.; опт = 0,59.

Решение. По паспортное характеристике данного насоса находим основные параметры для подач: 100, 200, 300, 400 и 500 м3/сут и представлям их ниже.

Расчитываем Н:

Н = 0,92 * 570 / (3,9 + 0,023 * 360) = 43,05 м.

Вычисляем соответственно Hi и `i, а результаты представляем ниже.

По приведенным выше данным построены паспортная и реальная характеристики данного насоса (рис. 3.7.). Таким образом, в дальнейших расчетах необходимо пользоваться реальной характеристикой (пунктирные линии на рис. 3.7.).

Суть метода подбора УЭЦН заключается в построении гидродинамической характеристики скважины и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения характеризуют совместные режимы работы скважины и насоса.

Под гидродинамической характеристикой скважины понимается совокупная работа пласта и подъемника, которая выражается графической зависимостью напора (давления) в функции дебита (подачи) Н = f (Q). Дальнейшее изложение справедливо для прямолинейной индикаторной линии скважины, записываем:

Рзаб = Рпл — Q / Кпр, где Кпр — коэффициент продуктивности скважины, м3/ (сут*МПа); Q — дебит скважины, равный подаче насоса, м3/ сут.

Давление на приеме насоса Рпн = Рзаб — (Lс — Нн) ж g .

где ж — плотность жидкости в интервале от забоя скважины до приема насоса, кг/м3;

Принимая давление на приеме насоса оптимальным Ропт получаем Нн = Lс + (106 (Ропт + Q / Кпр — Рпл)) / ж g .

Таким образом, по данной формуле для заданного дебита Q и определенного давления Ропт вычисляется глубина спуска насоса Нн. Затем по соответствующим кривым рис. 3.6. в зависимости от обводненности и устьевого давления определяется давление на выкиде насоса Рвых при заданной подаче Q.

Давление Рн, необходимое для подъема заданного Q на поверхность, расчитывается по формуле Рн — Рвых — Ропт .

При необходимости пересчета давления Рн в напор, выражение записывается в следующем виде Н = 106 (Рвых — Ропт) / (ж g),.

Задаваясь несколькими значениями дебитов (подач), вычисляют для каждого из них соответствующиеНн, Рвых, Рн (Н) и строят графическую зависимость Рн (Н) = f (Q), которая совмещается с реальными характеристиками УЭЦН. Точки пересечения характеризуют возможные совместные (согласованные) режимы работы системы.

После выбора необходимого насоса в соответствии с технической характеристикой установок УЭЦН определяется полный комплект установки УЭЦН.

Рассмотрим для примера задачу. Рассчитать гидродинамическую характеристику скважины № 5514 Вать-Еганского месторождения, выбрать типоразмер УЭЦН и глубину его спуска для следующих условий:

глубина скважины Lс — 2050 м; пластовое давление Рпл = 19,2 МПа; коэффициент продуктивности Кпр = 31 м3/ (сут*МПа); объемная обводненность В = 0,25; плотность воды в = 1170 кг/м3; давление на устье Ру = 0,5 МПа; диаметр эксплуатационной колонны Dэк = 0,168 м.

Максимально возможный дебит скважины ограничен условием:

Рзаб = 0,75 Рнас ., где Рнас = 9,9 Мпа Вычисляем минимально возможное забойное давление:

Рзаб min = 0,75 * 9,9 =7,425 Мпа.

Максимально возможный дебит скважины Qmax = 31 (19,2 — 7,425) = 365 м3/сут .

Задаемся следующими значениями дебитов (подач) :Q1 = 200 м3/сут; Q2 = 300м3/сут; Q3 = 400 м3/сут .

Оптимальное давление у приема насоса для данного месторождения при В= 0,25 Ропт = 5,24 Мпа. Оно было расчитано по вышеприведенным формулам.

Вычисляем глубины спуска насоса для заданных подач, предварительно рассчитывая плотность ж. Средняя плотность нефти ср. н = (829 + 869) / 2 = 849 кг/м3 .

Средняя плотность жидкости ж = 849 + (1170 — 849) 0,25 = 930 кг/м3 .

Глубина спуска насоса при Q1 = 200 м3/сут Нн1 = 2050 + ((5,24 + 200/31 — 19,2) 106) / 930*9,81 = 1227 м;

при Q2 = 300 м3/сут Нн2 = 2050 + ((5,24 + 300/31 — 19,2) 106) / 930*9,81 = 1581 м;

при Q3 = 400 м3/сут Нн3 = 2050 + ((5,24 + 400/31 — 19,2) 106) / 930*9,81 = 1934 м;

Для каждой глубины спуска насоса находим по рис. 3.6. давления на выкиде насоса Рвых1, Рвых2, Рвых3, (при Ру = 0,5 Мпа; В = 0,25), интерполируя на обводненность В = 0,25: Рвых1 = 8,75 МПа; Рвых2 = 11,75 МПа; Рвых3 = 14,8 Мпа (для нахождения Рвых2, Рвых3 проводится экстраполяция экспериментальных кривых).

Рассчитываем потребное давление Рн1 = 8,75 — 5,24 = 3,51 МПа;

Рн2 = 11,75 — 5,24 = 6,51 Мпа;

Рн3 = 14,8 — 5,24 = 9,56 Мпа.

Вычисляем потребные напоры (принимая ж = 930 кг/м3).

Н1 = 3,51 * 106 / (930 * 9,81) = 385 м;

Н2 = 6,51 * 106 / (930 * 9,81) = 713,5 м;

Н3 = 9,56 * 106 / (930 * 9,81) = 1048 м .

По результам расчета строим зависимости Н = f (Q), которая представлена на рис. 3.8. (линия 1). На этот же рисунок нанесены реальные характеристики насосов: ЭЦН5А-360−600 (линия 2), 1ЭЦН5А-360−700 (линия 3) и 1ЭЦН6−500−750 (линия 4). Соответствующие точки пересечения гидродинамической характеристики с реальными характеристиками насосав составляют: Q = 273 м3/сут (ЭЦН5А-360−600); Q = 322 м3/сут (1ЭЦН5А-360−700); Q = 333 м3/сут (1ЭЦН6−500−750).

В данном случае максимально возможный дебит скважины не может быть обеспечен установками УЭЦН. Наиболее близкий дебит (Q = 333 м3/сут) может быть обеспечен насосм 1 ЭЦН6−500−700. При отсутствии этого насоса скважину можно эксплуатировать и насосм ЭЦН5А-360−700 с дебитом 322 м3/сут.

Рассчитаем глубину спуска насоса 1ЭЦН6−500−750:

Нн = 2050 + ((5,24 + 333/31 — 19,2) 106) / 930*9,81 = 1697 м.

Если скважина будет эксплуатироваться насосом 1ЭЦН5А-360−700, то глубина его спуска будет равнятся Нн = 2050 + ((5,24 + 322/31 — 19,2) 106) / 930*9,81 = 1697 м.

В соответствии с технической характеристикой УЭЦН выбираем: для насоса 1ЭЦН5А-360−700 — погружной электродвигатель ПЭД45−117; для насоса 1ЭЦН6−500−750 — погружной двигатель ПЭД100−123.

Наконец следует проверить поперечные габариты установок и соответствие их размерам скважины.