Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Обратный и сливной клапаны

Спускной (сбивной, сливной) клапан

предназначен для слива жидкости из лифта

(колонны насосно-компрессорных труб) при

подъеме насоса из скважины.

В корпус cпускного клапана ввернут штуцер.

Перед подъемом насоса из скважины конец

штуцера сбивается (обламывается) специальным

инструментом (например, ломом, сбрасываемым

в НКТ), и жидкость из колонны НКТ вытекает

через отверстие в штуцере в затрубное

пространство

Обратный клапан предназначен для

предотвращения обратного вращения рабочих

колес насоса под воздействием выравнивания

столба жидкости в НКТ и затрубном пространстве

при остановках насоса и облегчения повторного

запуска насоса.

Под воздействием потока перекачиваемой

жидкости тарелка поднимается, открывая клапан. При остановке насоса

тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в

напорном трубопроводе, т.е. клапан закрывается.

Напорный трубопровод (лифт)

Для обеспечения подъема пластовой жидкости и

газа на поверхность при эксплуатации скважин УЭЦН

применяются насосно-компрессорные трубы. Как

правило, на промыслах России используются трубы

диаметром 60, 73, 89 мм (соответственно 2”, 2,5” и 3”).

Трубы последовательно соединяются на резьбе,

составляя колонну НКТ (лифт).

Условное обозначение труб включает: тип

трубы (кроме гладких труб), условный диаметр

трубы, толщину стенки, группу прочности,

например: НКТ 73 – 5.5 Д

Для крепления кабельной линии при спуске

УЭЦН в скважину применяют пояса крепления, а в

скважинах с осложненной траекторией спуска (высокая

степень искривленности ствола скважины) для защиты

кабеля от повреждений применяют протекторы.

На скважину завозится НКТ необходимой проектной

длины. В качестве запаса предусматривается 5% от

общей длины труб. Длина одной НКТ примерно 9

метров.

Иль дар Кагарм анов

Ildar Kagarmanov

Погружной насос

ПЭД

Лифт

Присоединительная

резьба

Полый штуцер

Прослабленное

сечение штуцера

Присоединительная

резьба

Обрезиненное седло

Направляющая втулка

Тарелка клапана

Корпус

Секции насоса

Обратный клапан

Прием

асоса

Протектор

Погружной

электродвигатель

Компенсатор

КИП

Интервал

перфорации

Кагарманов Ильдар

Кабель

Клям

НКТ

Толщина

стенки

Диаметр

Крепежный пояс (клямс) На расстоянии

250-300 мм выше и ниже каждой муфты

НКТ и каждого сростка кабель

4. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОДБОРА СКВАЖИННОГО

ОБОРУДОВАНИЯ

При подборе насоса для скважины необходимо пройти несколько

этапов:

• Сбор и анализ всех характеристик скважины, которые потребуются

при проектировании;

• Определение потенциальной производительности скважины,

определение глубины; установки насоса, требуемой для достижения

заданной производительности;

• Определение объемов жидкости и газа, всасываемых насосом;

• Определение требований к напору насоса;

• При заданной производительности и выбранной величине напора

выбрать тип насоса, который будет иметь максимальную

эффективность при требуемом расходе;

• Выбрать оптимальные размеры насоса, двигателя, протектора и

кабеля, проверить ограничения, связанные с оборудованием;

• Выбор 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, в частности

относительно дебита скважины, пластового или забойного давления

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,

что может привести к повреждению пласта. Другой крайностью является

недостаточность мощности насоса для достижения требуемой

производительности.

Рис.3.1. Интерфейс программы Subpump-7.0 для проектирования УЭЦН

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 погружаемого

насосного оборудования скважины скорее напоминают отпечатки пальцев

- среди них нет двух одинаковых.

На выбор параметров оборудования может существенно влиять

характеристики скважинного флюида. Это могут быть:

• большое процентное содержанием воды.

• многофазная среда (высокий ГФ).

• высокая вязкость флюида.

Ниже приводится примерный перечень требуемых данных:

l. 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 и 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. Песок

б. Отложения (накипь)

в. Коррозия

г. Парафин

д. Эмульгирование

ж. Газ

з. Температура

Производительность скважины

Характеристики насоса определяется

из условия обеспечения доставки на

поверхность флюида в объеме

потенциальных возможностей пласта.

Основой методики расчета

потенциального дебита скважин

является программа « WELL

PERFORMance» v 2.03.00. компании

Schlumberger, которая основывается

на законе Дарси. При однофазном

течении жидкости, кривая притока

представляет собой прямую, линию с

наклоном k

пр

, определяемым по

коэффициенту продуктивности. Если

давление насыщения ниже забойного

давления, то поток многофазный и

кривая притока имеет параболический вид. Зависимость потока была

впервые описана В.Е. Гилбертом и была усовершенствована Й. М.

Вогелем. Вогель разработал безразмерную опорную кривую, которая

может использоваться при построении кривой для конкретной скважины.

При подборе насоса следует применять следующие условия:

• Забойное давление должно быть минимальным (30-50 атм. из

условия обеспечения подпора на центробежный насос);

• Глубина спуска насоса – на 50 метров выше верхнего

интервала перфорации;

• Как правило, давление насыщения выше забойного давления,

поэтому необходимо знать, что поток многофазный и принять

меры по отделению газа.

Расчеты потенциального дебита скважины по параметрам

работающей скважины при известных значениях Q

, Р

пл

, Р

заб

исходные данные:

• Q

– текущий дебит скважины, м

/cут;

• Р

пл

– пластовое давление, кг/см

;

• Р

заб

– забойное давление, кг/см

(забойное давление принимаем

равным 50 кг/см

т.к. это давление необходимо для подпора для

центробежного насоса в случае, если давление насыщения больше

забойного. Если давление насыщения меньше 50 кг/см

то

забойное давление из условия 30% от давления насыщения;

• Р

нас

– давление насыщения, кг/см

;

• ß – объемный коэффициент нефти

• μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПз

• r

скв

– радиус скважины, м (как правило, диаметр скважин 215,9мм,

следовательно радиус скважины 0,1м)

• R

– радиус контура питания, м (как правило, сетка разбуривания на

наших месторождениях 500 метров, следовательно радиус контура

питания - 250 метров)

• S – скин (определяется по результатам исследований скважин на

различных режимах или снятии кривой восстановления давления с

Рис.3.2.

Программа

Well

performance

» проводит узловой

анализ для определения потенциала пласта

помощью программного комплекса WELL Test. Если подобных

исследований не проводилось, скин принимается равным 0).

Расчет:

• Определяем коэффициент продуктивности скважины – К

пр

= Q

/(P

пл

− Р

заб

), при давлении насыщения ниже забойного

давления

пр

= Q

/ (P

пл

−(P

нас

+ P

нас

×(1−0,2(P

заб

нас

) – 0,8(P

заб

нас

)

/1,8)), при

давлении насыщения выше забойного давления

• Определяем дебит скважины Q

нас

при давлении насыщения Р

нас

= К

пр

× (P

пл

−Р

нас

)

• Определяем максимальный дебит скважины Q

max

= Q

нас

+ (K

пр

× Р

нас

)/1,8

• Определяем потенциальный дебит скважины Q

пот

при Р

заб 50

50 кг/см

, или, если Р

нас

< 50 кг/см

, то Р

заб

на 30% ниже Р

нас

пот

= Q

нас

+ (Q

max

– Q

нас

) × (1– 0,2 × (Р

заб50

/Р

нас

) – 0,8× (Р

заб50

/Р

нас

)

или

пот

= К

пр

× (Р

пл

–Р

нас

)+((К

пр

×Р

нас

)/1,8) × (1–0,2*(Р

заб50

/Р

нас

) –0,8*(

заб50

/Р

нас

)

• Определяем kh обратным порядком:

kh = K

пр

×18,4×μ × β (ln (R

скв

) – 0,75+S)

После расчета обратным порядком, этот параметр должен быть

зафиксирован для каждой скважины (если нет более точных данных,

например, определенных при помощи WELL Test). Для скважин, на

которых было проведено ГРП, при расчете kh применяется скин,

достигнутый в результате ГРП, для обычных скважин скин берется равным

0, или определяется при помощи WELL Test.

Если скважина находится в простое и Q

= 0, расчёт 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, атм.,

• Р

заб50

– потенциальное забойное давление (50атм., или, если

нас

<50атм, то Р

заб

на 30 % ниже Р

нас

);

• Р

нас

– давление насыщения, атм.,

• kh – произведение проницаемости на нефтенасыщенную

мощность, mDм;

• ß – объемный коэффициент нефти

• μ – вязкость нефти в пластовых условиях, сПз

• r

скв

– радиус скважины, м (как правило, диаметр скважин

215,9мм, следовательно радиус скважины 0,1м)

• R

– радиус контура питания, м

• S – скин (определяется по результатам исследований

скважин на различных режимах или снятии кривой

восстановления давления с помощью программного

комплекса WELL Test. Если подобных исследований не

проводилось, скин принимается равным 0).

Расчет:

• Определяем продуктивность скважины – Кпр:

пр

= kh/(18,4*μ*β*Ln(Rк./r

скв

)-0,75+S)

• Определяем дебит скважины Q

нас

при Р

нас

= K

пр

× (Р

пл

– Р

нас

)

• Определяем максимальный дебит скважины – Q

max

нас

+(К

пр

×Р

нас

)/1,8

• Определяем потенциальный дебит скважины Q

пот

при

заб

=50атм, или, если

нас

< 50атм, то Р

заб

на 30 % ниже Р

нас

пот

= Q

нас

+ (Q

max

– Q

нас

)(1– 0,2(Р

заб50

/Р

нас

) – 0,8(Р

заб50

/Р

нас

)

), или

пот

= К

пр

*(Р

пл

–Р

нас

)+((К

пр

*Р

нас

)/1,8))*(1– 0,2 *( Р

заб50

/Р

нас

) –0,8*(Р

заб50

/Р

нас

)

Для расчета потенциального дебита после ГРП принять значение скин = -

4,7

Производительность насоса

Производительность насоса определяется из условия 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 и

следствие – уменьшение дебита скважины. В случае превышения подачи

насоса над потенциальным притоком из пласта, произойдет снижение

динамического уровня, что приведет к срыву подачи.

Одно из основных условий, которое мы ставили для подбора насосного

оборудования, было обеспечение минимального забойного давления. До

недавнего времени метод создания на приеме насоса давления большего

давления насыщения был широко распространен, так как 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 не

существует 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 условие

достижения минимального забойного давления для достижения

максимальной депрессии не позволяет работать насосу в этих условиях,

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

пр

= G(1 – P

пр

/Р

нас

)

Объем нефти (V

) на входе в насос

равен объему нефти на поверхности,

умноженному на В

. коэффициент

пластового объема, этот объем мы

рассчитываем при определении

потенциала пласта по формуле Дарси..

Объем воды (V

) в пласте равен объему

воды в нормальных условиях, т.е. не

изменяется.

Теперь можно определить общий объем

флюидов (V

пр

= G

пр

+ V

Объем флюида на приеме насоса с вычетом объема свободного газа,

отделенного газосепаратором, и определяет производительность насоса

для обеспечения доставки на поверхность потенциального дебита

скважины.

Пластовая вода

Нефть +

Растворенный газ

Нефть

Пластовая вода

Свободный газ (25%)

Объем флюида в

пласте

Объем флюида

на приеме

насоса

Рис. 3.3. Изменение объема флюида на

приеме насоса

(Минимальное расстояние 50м) Н

2 (

Подпор насоса 300-500 метров)

Забойное давление Р

= ρg (Н

= Н

) cos

+Р

устьев

Напор насоса Н= ρg Н

ди н

cos

+Р

тр НКТ

+ Р

ли н

Динамический

уровень

Рис. 4.1. Определение динамического

напора

Полный динамический напор

Следующим шагом является

определение полного динамического

напора, требуемого для перекачивания

флюида при требуемой

производительности. Полный напор

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 = Н

дин

+ F

нкт

+ Р

усть

, где

ПДН - полный динамический напор в метрах,

обеспечиваемый насосом при перекачивании

требуемого объема.

дин

- вертикальное расстояние в метрах

между устьем скважины и ориентировочным

динамическим уровнем скважинной жидкости

при ожидаемом дебите.

нкт

- напор в метрах, необходимый

преодоления трения в НКТ.

усть

- напор в метрах, необходимый для

преодоления трения в наружных

трубопроводах, клапанах и арматуре, и для

преодоления разности уровней между устьем

скважины и резервуарами для хранения.

При определении напора следует

помнить, что заводы изготовители в

каталогах дают информацию в метрах

водяного столба (вернее будет сказать

в 100м водяного столба)

Глубина установки насоса

определяется из условия достижения

минимального забойного давления, т.е.

на минимальное расстояние от зоны

перфорации (50 метров 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 (Well flow, SubPump). При

отсутствии такой программы необходимо руководствоваться следующими

основными принципами:

1. По данным предыдущей эксплуатации УЭЦН Q

, Н

дин

, Р

пл

определяется коэффициент продуктивности скважины.

пр

(

)

атм. сут./м

Р-Р

забпл

где Q

– дебит жидкости, м

/сут.;

пл

– пластовое давление, кг/см

;

заб

– забойное давление, кг/см

Для вновь вводимых скважин К

пр

определяется по результатам

гидродинамических исследований.

2. Определяется оптимальное забойное давление

(

)

опт.

заб.

Р ,

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

определяется динамический уровень

)

(

см

затр

опт

заб

верт

пл

верт

дин

10РР

НН

⋅−

−=

где

верт

дин

Н - динамический уровень по вертикали, м;

верт

пл

Н - глубина залегания пласта по вертикали, м;

опт

заб

Р - оптимальное забойное давление, кг/см

см

γ - удельный вес газожидкостной смеси, г/см

4. Из инклинограммы скважины определяется среднее значение

соsα угла отклонения ствола скважины от вертикали.

стволу по

пл

верт

пл

соs =α

;

5. Определяется динамический уровень в стволе скважины

соs

верт

дин

= (м);

6. Вычисляется глубина спуска установки в скважину

сп

= Н

дин +

погр

/соsα ;

погр

– глубина погружения установки под

динамический уровень, м.

7. Вычисляется планируемый дебит скважины при

опт

заб

)

(

опт

забплпрпл

РРК Q −=

где Q

пл

–

планируемый дебит скважины, м

/сут;

пр

–

коэффициент продуктивности скважины,

/сут.ат.

8. Определяется требуемый напор

установки

НН Н

верт

дин

∆+=

(м)

где Н – напор установки, м;

ΔН - поправка напора, м (на

вероятностную характеристику насоса,

потери на трение и др).

Для насосов

производительностью:

- 20 ÷ 50 м

/сут Δ Н ≈ 250м;

- 80 ÷ 125 м

/сут Δ Н ≈ 180м;

- 200 и более Δ Н ≈ 100м;

По вычисленным значениям

планируемого дебита и требуемого

значения напора подбирается

ближайший по значениям типоразмер

ЭЦН.

В скважинах с осложнениями

(вынос мех.примесей (песка), опасность

разгазирования, прорыва воды или газа из других пластов и др.) значение

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 на режимах, максимально приближенных к пиковому к.п.д.

Если два насоса или более имеют аналогичные значения к.п.д. при

требуемом объеме, то выбор насоса определяется следующими

условиями:

l. Цены насосов, а также размеры и цены 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

Рабочая характеристика УЭЦН5-125 дается

в каталогах завода. Насос подбирается так,

чтобы при ожидаемом дебите установка

работала в режиме приближенному в

наибольшему КПД

По заводским каталогам подбирается

насос. Характеристики даны на работу с

водой.