Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 145
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
. К ней относится метод кривой средней производительности, заключающийся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации). Метод построения кривых падения добычи применяется при малой (до 30-40 %) обводненности продукции скважин.
Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, их в специальной литературе чаше всего принято называть характеристиками вытеснения. По определению М.И. Максимова, под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Характеристики вытеснения применяются на поздней стадии обычного заводнения участка при обводнённости продукции выше 50% и стабильной системы разработки.
Характеристика вытеснения Максимова.
Она выражается уравнением показательной кривой: Qн=b • a^Qв где Qн и Qв - накопленное количество добытой из залежи соответственно нефти и воды, а и b - параметры, величина которых зависит от природных условий нефтяных залежей, а также от технологии их разработки.
В полулогарифмических координатах характеристика вытеснения превращается в прямую линию, что подтверждается тем, что при логарифмировании уравнения, она обращается в линейную функцию.
Характеристика вытеснения Максимова может быть представлена также в следующем виде:
η – текущая нефтеотдача пласта; Qзап – геологические (балансовые) запасы нефти в залежи; qж и qн – текущая добыча соответственно жидкости и нефти; fв – текущая обводненность продукции, доли единицы.
Характеристика вытеснения Сазонова.
Она также выражается уравнением показательной функции: Qн=b • a^Qж, где
Qж - накопленное количество добытой из залежи жидкости, остальные обозначения прежние. В полулогарифмических координатах она также превращается в прямую линию. Аналогично, характеристики вытеснения Сазонова можно представить в следующем виде:
С помощью характеристик вытеснения можно:
1.Определить ожидаемые извлекаемые запасы нефти и сравнить их с утвержденными.
2.Определить эффективность от внедрения различных физико-химических и гидродинамических методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.
Для всех характеристик строится зависимость между параметрами, входящими в уравнение, которая на последнем участке аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту прямую, в предположении, что прямолинейность сохраняется.
относится следующее:
– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих рядов скважин;
– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции доб скважин (98–99 %);
– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;
– организация форсированного отбора жидкости по некоторым доб скв (особенно по высокодебитным);
– организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;
– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуатацию;
– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;
– главным мероприятием на данном этапе является max извлечение нефти, достижение проектного КИН
– замедление темпов снижения добычи нефти;
– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;
– изменение технологических режимов работы скважин;
– опережающее обводнение некоторых скважин, образование «языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК
– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;
– изменение направлений фильтрационных потоков;
– перевод скважин с других горизонтов и др.
Дисциплина 2 Скважинная добыча нефти
Отличительная особенность установок погружного центробежного (УЭЦН) - перенос первичного двигателя в скважину к насосу. Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 м.
УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 9.18)
1 - эксплуатационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 - насосно-компрессорные трубы; в -электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапан; 11 - оборудование устья; 12 - барабан для кабеля; 13 - станция управления; 14 - трансформатор
Выбор погружного электродвигателя к УЭЦН . условие охлаждения ПЭД обеспечивается при определенной нагрузке УЭЦН в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны. Минимально допустимая скорость движения охлаждающей жидкости для каждого типоразмера ПЭД определяется по каталогу «Установки погружных насосов для нефтяной промышленности»
Расчет давления на забое. Рз= Рпл – (Q/К) Расчет напора Рнас = Рф - Рз
Необходимый напор насоса в метрах Ннас=Нд +(Ру/ρжg )
Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик
При совпадении или приближении необходимого напора к напору ЭЦН по характеристике – насос считается выбранным. При подборе УЭЦН к скважине, вводимой из бурения, выбирается минимальное забойной давление.
Глубина подвески ЭЦН может определятся погружением насоса под динамический уровень или предельным газосодержанием на приеме ЭЦН.
Дебит скважины Q= K (Pпл – Pз min) Коэффициент продуктивности К= Q/( Pпл – Pз)
Оптимизация ЭЦН:
-Благодаря тому, что корпус насоса состоит из отдельных секций, имеется возможность, не меняя подачи, менять напор путем установки нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов с корпусами.
- выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации работы скважин и оборудования
- подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций по оптимизации
- внедрение рекомендаций
Критерием для оценки оптимального режима системы скважина – насос является величина коэффициента подачи насоса 0,7≤ Кпод ≤1,1 и степень использования добывных возможностей скважины, определяемые динамическим уровнем. Если Кпод находится в интервале 0,7≤ Кпод ≤1,1 , а динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если Кпод < 0,7, динамический уровень низкий, то оценивается возможность подбора менее производительного насоса или ШГН.
Исследование скважин, оборудованных УЭЦН
С целью установления и поддержания оптимальных режимов работы скважин погружными насосами необходимо исследовать их на приток.
Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв.
При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. Примененяют скважинные манометры для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв.
Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10.
Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером.
Учитывая, что центробежный насос после его спуска в скважину и заполнения НКТ до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:
,гдеh1 – расстояние от устья до статического уровня, м;
После этого задвижку открывают и дают насосу нормально работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три замера не будут идентичными, что указывает на установившийся режим работы скважины при соответствующем в этой скважине динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь замеряют давление Р2и последнее перед этим значение дебита Q. Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен
,гдеh2 – неизвестное расстояние от устья до динамического уровня. Учитывая, что напор остается неизменным, получаем где
Отсюда, зная h1, Р1, Р2 и ρ, можно определить h2, а также и коэффициент продуктивности К в м3 на 1м понижения уровня (удельный дебит):
.В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности скважины.
Подбор 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.
В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.
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, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр.
Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».
Характеристика ЭЦН и влияние различных факторов на его работу
Графические зависимости напора Н, КПД и потребляемой мощности N от подачи погружного центробежного насоса Q называются характеристиками насоса. Характеристики насоса снимаются при испытании на технической воде плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа-с и представляются в специальной литературе в виде графиков: Q—Н, Q—N, Q—ƞ .
Введем следующие обозначения: Qoпт - подача насоса на оптимальном режиме работы, м3/сут; Q1-Q2 - рациональная область работы насоса, м3/сут; Qo - режим нулевой подачи; Нопт - напор на режиме оптимальной подачи, м; Н1-Н2 - напоры в рациональной области подач, м; Nхх - мощность холостого хода (при Q = 0), кВт; ƞ макс - максимальный КПД насоса при Qопт;% ;
Видно, что наивысший КПД насоса достигается при работе на оптимальной подаче Qoпт. Чтобы закрыть эксплуатационные условия огромного количества добывающих скважин по производительности, промышленность должна выпускать огромную номенклатуру погружных насосов, что нереально. Поэтому условимся, что каждый типоразмер выпускаемого насоса может работать в определенном диапазоне подач Q1-Q2 правда, с меньшим, чем ƞ макс КПД. Рациональная область работы насоса может быть определена для каждого типоразмера насоса, с допущением, что КПД в этой области не снизится ниже величины ƞ1 = ƞ2. Эта величина может быть рассчитана следующим образом: ƞ1= ƞ2 = ƞмах-(5-6)%, т.е. допускается работа насоса с КПД на 5-6 % ниже максимальной величины лмакс. Такой подход существенно расширяет область применения выпускаемых наружных центробежных насосов и ограничивает количество их типоразмеров. Для характеристик насоса, напор на режиме нулевой подачи Но является максимальным и практически малозависимым от свойств откачиваемой жидкости, т.е. Но = const. Мощность холостого хода Nхх расходуется на преодоление механического и гидравлического трения при вращении вала насоса с рабочими колесами в откачиваемой продукции (при Q = 0).
Зависимость напора от подачи Q—Н будем называть основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа: — характеристика с максимальной точкой; — пологопадающая характеристика; — крутопадающая характеристика. По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой.
Факторы влияющие на работу ЭЦН: коррозионная агрессивность пластовой жидкости; влияние мехпримесей/абразивных частиц; отложения солей; газосодержание в зоне подвески УЭЦН; температура в зоне подвески УЭЦН; АСПО; образование высоковязких эмульсий; повышение вязкости нефти.
Принципы подбора УЭЦН, вывод на режим и эксплуатация
В настоящее время известно много различных методик подбора УЭЦН. Не останавливаясь на анализе существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны, перегружены расчетами непринципиальных характеристик и требуют много дополнительной информации. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях России. В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты:
1. Эффективность работы погружного насоса определяется давлением и коэффициентом сепарации свободного газа у его приема, т.е. количеством свободного газа, попадающего в насос и трансформирующего его характеристики.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться (иногда значительно) от паспортных.
3. Свойства откачиваемой из скважины продукции (вязкость нефти или эмульсии, обводненность, газонасыщенность) оказывают существенное влияние на характеристики погружного центробежного насоса.
4. Подача насоса, свойства откачиваемой продукции и КПД установки определяют температурный режим работы погружной установки.
5. Для нефтяных месторождений России, данные о которых представлены в табл. 6.3 и 9.5, давление на выкиде насоса Рвык определяется по соответствующим кривым распределения давления в подъемнике (эталонным кривым распределения давления): Суть метода подбора заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт—скважина—подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт—скважина—насос—подъемник».
Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины либо срыва подачи. В процессе запуска и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.
В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров: изменение уровня жидкости в скважине; дебит; буферное, линейное и затрубное давление; рабочий ток; первичное напряжение (напряжение с КТППН); сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД»; притока жидкости из пласта; давления, температуры и вибрации УЭЦН при наличии соответствующих датчиков ТМС.
Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, их в специальной литературе чаше всего принято называть характеристиками вытеснения. По определению М.И. Максимова, под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Характеристики вытеснения применяются на поздней стадии обычного заводнения участка при обводнённости продукции выше 50% и стабильной системы разработки.
Характеристика вытеснения Максимова.
Она выражается уравнением показательной кривой: Qн=b • a^Qв где Qн и Qв - накопленное количество добытой из залежи соответственно нефти и воды, а и b - параметры, величина которых зависит от природных условий нефтяных залежей, а также от технологии их разработки.
В полулогарифмических координатах характеристика вытеснения превращается в прямую линию, что подтверждается тем, что при логарифмировании уравнения, она обращается в линейную функцию.
Характеристика вытеснения Максимова может быть представлена также в следующем виде:
η – текущая нефтеотдача пласта; Qзап – геологические (балансовые) запасы нефти в залежи; qж и qн – текущая добыча соответственно жидкости и нефти; fв – текущая обводненность продукции, доли единицы.
Характеристика вытеснения Сазонова.
Она также выражается уравнением показательной функции: Qн=b • a^Qж, где
Qж - накопленное количество добытой из залежи жидкости, остальные обозначения прежние. В полулогарифмических координатах она также превращается в прямую линию. Аналогично, характеристики вытеснения Сазонова можно представить в следующем виде:
С помощью характеристик вытеснения можно:
1.Определить ожидаемые извлекаемые запасы нефти и сравнить их с утвержденными.
2.Определить эффективность от внедрения различных физико-химических и гидродинамических методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.
Для всех характеристик строится зависимость между параметрами, входящими в уравнение, которая на последнем участке аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту прямую, в предположении, что прямолинейность сохраняется.
-
Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях.
относится следующее:
– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих рядов скважин;
– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции доб скважин (98–99 %);
– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;
– организация форсированного отбора жидкости по некоторым доб скв (особенно по высокодебитным);
– организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;
– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуатацию;
– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;
– главным мероприятием на данном этапе является max извлечение нефти, достижение проектного КИН
– замедление темпов снижения добычи нефти;
– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;
– изменение технологических режимов работы скважин;
– опережающее обводнение некоторых скважин, образование «языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК
– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;
– изменение направлений фильтрационных потоков;
– перевод скважин с других горизонтов и др.
Дисциплина 2 Скважинная добыча нефти
-
Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Основные характеристики (напорная, КПД, потребляемая мощность) ЭЦН. Вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН.
Отличительная особенность установок погружного центробежного (УЭЦН) - перенос первичного двигателя в скважину к насосу. Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 м.
УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 9.18)
1 - эксплуатационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 - насосно-компрессорные трубы; в -электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапан; 11 - оборудование устья; 12 - барабан для кабеля; 13 - станция управления; 14 - трансформатор
Выбор погружного электродвигателя к УЭЦН . условие охлаждения ПЭД обеспечивается при определенной нагрузке УЭЦН в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны. Минимально допустимая скорость движения охлаждающей жидкости для каждого типоразмера ПЭД определяется по каталогу «Установки погружных насосов для нефтяной промышленности»
Расчет давления на забое. Рз= Рпл – (Q/К) Расчет напора Рнас = Рф - Рз
Необходимый напор насоса в метрах Ннас=Нд +(Ру/ρжg )
Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик
При совпадении или приближении необходимого напора к напору ЭЦН по характеристике – насос считается выбранным. При подборе УЭЦН к скважине, вводимой из бурения, выбирается минимальное забойной давление.
Глубина подвески ЭЦН может определятся погружением насоса под динамический уровень или предельным газосодержанием на приеме ЭЦН.
Дебит скважины Q= K (Pпл – Pз min) Коэффициент продуктивности К= Q/( Pпл – Pз)
Оптимизация ЭЦН:
-Благодаря тому, что корпус насоса состоит из отдельных секций, имеется возможность, не меняя подачи, менять напор путем установки нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов с корпусами.
- выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации работы скважин и оборудования
- подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций по оптимизации
- внедрение рекомендаций
Критерием для оценки оптимального режима системы скважина – насос является величина коэффициента подачи насоса 0,7≤ Кпод ≤1,1 и степень использования добывных возможностей скважины, определяемые динамическим уровнем. Если Кпод находится в интервале 0,7≤ Кпод ≤1,1 , а динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если Кпод < 0,7, динамический уровень низкий, то оценивается возможность подбора менее производительного насоса или ШГН.
Исследование скважин, оборудованных УЭЦН
С целью установления и поддержания оптимальных режимов работы скважин погружными насосами необходимо исследовать их на приток.
Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв.
При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. Примененяют скважинные манометры для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв.
Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10.
Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером.
Учитывая, что центробежный насос после его спуска в скважину и заполнения НКТ до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:
,гдеh1 – расстояние от устья до статического уровня, м;После этого задвижку открывают и дают насосу нормально работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три замера не будут идентичными, что указывает на установившийся режим работы скважины при соответствующем в этой скважине динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь замеряют давление Р2и последнее перед этим значение дебита Q. Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен
,гдеh2 – неизвестное расстояние от устья до динамического уровня. Учитывая, что напор остается неизменным, получаем где Отсюда, зная h1, Р1, Р2 и ρ, можно определить h2, а также и коэффициент продуктивности К в м3 на 1м понижения уровня (удельный дебит): .В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности скважины.Подбор 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.
В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.
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, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр.
Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».
Характеристика ЭЦН и влияние различных факторов на его работу
Графические зависимости напора Н, КПД и потребляемой мощности N от подачи погружного центробежного насоса Q называются характеристиками насоса. Характеристики насоса снимаются при испытании на технической воде плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа-с и представляются в специальной литературе в виде графиков: Q—Н, Q—N, Q—ƞ .
Введем следующие обозначения: Qoпт - подача насоса на оптимальном режиме работы, м3/сут; Q1-Q2 - рациональная область работы насоса, м3/сут; Qo - режим нулевой подачи; Нопт - напор на режиме оптимальной подачи, м; Н1-Н2 - напоры в рациональной области подач, м; Nхх - мощность холостого хода (при Q = 0), кВт; ƞ макс - максимальный КПД насоса при Qопт;% ;
Видно, что наивысший КПД насоса достигается при работе на оптимальной подаче Qoпт. Чтобы закрыть эксплуатационные условия огромного количества добывающих скважин по производительности, промышленность должна выпускать огромную номенклатуру погружных насосов, что нереально. Поэтому условимся, что каждый типоразмер выпускаемого насоса может работать в определенном диапазоне подач Q1-Q2 правда, с меньшим, чем ƞ макс КПД. Рациональная область работы насоса может быть определена для каждого типоразмера насоса, с допущением, что КПД в этой области не снизится ниже величины ƞ1 = ƞ2. Эта величина может быть рассчитана следующим образом: ƞ1= ƞ2 = ƞмах-(5-6)%, т.е. допускается работа насоса с КПД на 5-6 % ниже максимальной величины лмакс. Такой подход существенно расширяет область применения выпускаемых наружных центробежных насосов и ограничивает количество их типоразмеров. Для характеристик насоса, напор на режиме нулевой подачи Но является максимальным и практически малозависимым от свойств откачиваемой жидкости, т.е. Но = const. Мощность холостого хода Nхх расходуется на преодоление механического и гидравлического трения при вращении вала насоса с рабочими колесами в откачиваемой продукции (при Q = 0).
Зависимость напора от подачи Q—Н будем называть основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа: — характеристика с максимальной точкой; — пологопадающая характеристика; — крутопадающая характеристика. По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой.
Факторы влияющие на работу ЭЦН: коррозионная агрессивность пластовой жидкости; влияние мехпримесей/абразивных частиц; отложения солей; газосодержание в зоне подвески УЭЦН; температура в зоне подвески УЭЦН; АСПО; образование высоковязких эмульсий; повышение вязкости нефти.
Принципы подбора УЭЦН, вывод на режим и эксплуатация
В настоящее время известно много различных методик подбора УЭЦН. Не останавливаясь на анализе существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны, перегружены расчетами непринципиальных характеристик и требуют много дополнительной информации. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях России. В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты:
1. Эффективность работы погружного насоса определяется давлением и коэффициентом сепарации свободного газа у его приема, т.е. количеством свободного газа, попадающего в насос и трансформирующего его характеристики.
2. Реальные характеристики насосов могут отличаться (иногда значительно) от паспортных.
3. Свойства откачиваемой из скважины продукции (вязкость нефти или эмульсии, обводненность, газонасыщенность) оказывают существенное влияние на характеристики погружного центробежного насоса.
4. Подача насоса, свойства откачиваемой продукции и КПД установки определяют температурный режим работы погружной установки.
5. Для нефтяных месторождений России, данные о которых представлены в табл. 6.3 и 9.5, давление на выкиде насоса Рвык определяется по соответствующим кривым распределения давления в подъемнике (эталонным кривым распределения давления): Суть метода подбора заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт—скважина—подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт—скважина—насос—подъемник».
Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины либо срыва подачи. В процессе запуска и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.
В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров: изменение уровня жидкости в скважине; дебит; буферное, линейное и затрубное давление; рабочий ток; первичное напряжение (напряжение с КТППН); сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД»; притока жидкости из пласта; давления, температуры и вибрации УЭЦН при наличии соответствующих датчиков ТМС.
