Выбор ШСНУ для эксплуатации нефтяной скважины в заданном технологическом режиме.

Расчет ШСНУ при откачке газированной жидкости наиболее сложен, поэтому остановимся на нем подробнее. Будем исходить из того, что уравнение при­тока жидкости для данной скважины или индикаторная линия из­вестны, в противном случае какой-либо обоснованный инженерный расчет становится невозможным. Отбор жидкости из скважины должен быть установлен, исходя из геологических условий, плановых заданий, недопущения разгазирования жидкости в пласте, появле­ния песка и других факторов. Если установлен отбор жидкости Q, то дальнейший расчет ведется сле­дующим образом.

Рисунок 4 – Проектирование глубины подвески штангового насоса с помощью кривых распределения давления

1 По уравнению притока или по индикаторной линии определя­ется забойное давление, соответ­ствующее отбору жидкости Q.

2 Из точки, соответствующей принятому забойному давлению р_с рассчитывается по шагам и стро­ится линия распределения давле­ния р(х) (рис. 4, кривая 1) «снизу вверх» для условия движения по обсадной колонне жидкости с расходом Q при пластовом газовом факторе Г₀.

3 Если забойное давление больше давления насыщения, то до точки р_нас проводится прямая линия под углом, соответствующим градиенту давления негазированной жидкости плотностью, соответствующей термодинамическим условиям забоя. Выше точки р_нас линия распределения давления р(х) строится по формулам, описывающим процесс движения ГЖС.

4 В процессе построения кривой распределения давления по шагам определяется расходное газосодержание β на каждом ин­тервале (шаге). По этим данным строится от забоя, или, если р_с>р_нас от глубины, где р = р_нас, кривая распределения расход­ного газосодержания р(х) (рис. 4, кривая 2) и одновременно кривая распределения приведенного газового фактора R(х) (рис. 4, кривая 3), т. е. зависимость газового фактора, при­веденного к данным термодинамическим условиям, от глубины.

5 На горизонтальной линии давлений, проведенной от устья скважины (см. рис. 4), откладывается устьевое давление р_у, при котором продукция скважины будет поступать в нефтесборную сеть.

6 От устьевого давления р_у строится новая кривая распре­деления давления р(х) по методу «сверху вниз» для расхода жидкости, соответствующего дебиту скважины при выбранном диаметре НКТ, и для газового фактора с учетом сепарации на приеме насоса (рис. 4, кривая 4).

7 Если насос спустить на глубину L_н то пересечение гори­зонтали с кривой 1 (точка а) определит давление на приеме на­соса р_пр; пересечение с кривой 2 (точка с) – расходное газосодержание на приеме насоса β_пр; с кривой 3 (точка d) – газовый фактор R_пр, приведенный к условиям приема насоса; с линией 4 – давление нагнетания р_н или давление на выкиде на­коса (точка е).

8 Зная R(х) можно определить коэф­фициент наполнения насоса η₁ и построить дополнительный гра­фик зависимости этого коэффициента η₁ от глубины х (рис. 4, кривая 5). Она существенно облегчает выбор глубины под­вески насоса L_н. В таком случае пересечение горизонтали с ли­нией 5 дает значение коэффициента наполнения насоса при его спуске на глубину L_н (точка b).

9 Предварительно задаваясь наиболее вероятными значе­ниями остальных коэффициентов, влияющих на подачу насоса, такими как коэффициенты потери хода η₂, утечек η₃ и коэф­фициент усадки η₄, или делая их предварительные оценки для наиболее вероятных параметров откачки, определяем коэффи­циент подачи

η = η₁· η₂· η₃· η₄

10 Оценив коэффициент подачи и зная дебит скважины, оп­ределяем возможные размеры насоса (площадь сечения плун­жера) и параметры откачки S и n.

11 Критерием правильности выбора штангового насоса и параметров откачки S и n являются обеспечение отбора задан­ного количества жидкости и получение наименьших нагрузок на головку балансира. Однако вследствие износа деталей насоса и увеличения утечек необходимо расчетную подачу насоса не­сколько завышать: при частых подземных ремонтных на 10-15 %, при редких ремонтах на 5-10 %.

12 После установления размеров насоса, параметров от­качки и глубины подвески насоса можно приступить к расчету одноступенчатой или многоступенчатой колонны штанг, исполь­зуя известную номограмму Я. А. Грузинова или аналитические методы расчета.

13 Типоразмер СК выбирается по максимальным нагрузке на головку балансира и крутящему моменту на валу редуктора, которые не должны превышать рекомендованные для данного СК и указанные в паспортной характеристике.

14 Ориентировочно СK, насос и параметры откачки могут быть выбраны с помощью таблиц, в которых приводятся раз­меры насосов, глубины их спуска, размеры штанг и подачи на­соса при тех или иных S и n.

Кроме того, для той же цели составлена диаграмма (А.Н. Адонин), позволяющая по заданному дебиту и глубине спуска насоса определить диаметр цилиндра насоса и тип СК.

Все СК делятся на две группы – так называемые базовые модели и модифицированные, отличающиеся от базовых удли­ненным передним плечом балансира.

Техника и технология эксплуатации нефтяных скважин установками центробежных электронасосов (УЭЦН) (оборудование, режим эксплуатации скважины, исследование скважины, осложнения эксплуатации).

Установки электрических погружных центробежных насосов от­носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва­ющей промышленности России определяющую роль по объему до­бываемой нефти. Они предназначены для эксплуатации добываю­щих скважин различной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эффективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще­ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия­ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на забой и ликвидации колонны штанг, что су­щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 5. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть вклю­чает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включа­ет колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважи­ну; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которо­му подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7.

Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. Часто в комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигате­лем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14.

1 – автотрансформатор; 2 – станция управления; 3 – кабельный бара­бан; 4 –оборудование устья скважины; 5 – колонна НКТ; 6 – брони­рованный электрический кабель; 7 – зажимы для кабеля; 8 – погруж­ной многоступенчатый центробежный насос; 9 – приемная сетка насоса; 10 – обратный клапан; 11 – сливной клапан; 12 – узел гидрозащиты (про­тектор); 13 – погружной электродвигатель; 14 – компенсатор.

Рисунок 5 – Принципиальная схема УЭЦН

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характери­стику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), η (Q) (КПД, подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и ПЦЭН, может работать при закрытой выкидной задвижке и без противодавления на выкиде. Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих двух крайних ре­жимов работы насоса полезная работа будет равна нулю, а следовательно, и КПД будет равен нулю. При определен­ном соотношении Q и H, обусловленном минимальными внут­ренними потерями насоса, КПД достигает максимального зна­чения, равного примерно 0,5-0,6. Обычно насосы с малой по­дачей и малым диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступеней имеют пониженный КПД. Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются опти­мальным режимом работы насоса. Зависимость η (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому вполне допу­стима работа ПЦЭН при режимах, отличающихся от оптималь­ного в ту и другую сторону на некоторую величину. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики ПЦЭН и должны соответствовать разумному снижению КПД на­соса (на 3-5 %). Это обусловливает целую область возможных режимов работы ПЦЭН, которая называется рекомендо­ванной областью.

Подбор насоса к скважинам по существу сводится к вы­бору такого типоразмера ПЦЭН, чтобы он, будучи спущен в скважину, работал в условиях оптимального или рекомендо­ванного режима при откачке заданного дебита скважины с дан­ной глубины.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на но­минальные расходы от 40 до 500 м³/сут и напоры от 450 м до 1500 м.

Наиболее серьёзные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложениями парафина, солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложения парафина и солей на рабочих органах установки, на стенках подъёмных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а в некоторых случаях полностью перекрывают) проходное сечение, создавая дополнительное сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву погружного электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. В результате отложения парафина и солей в призабойной зоне скважин происходит снижение проницаемости призабойной зоны пласта, и как следствие, падение дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции мех. примесей, кривизна ствола скважины обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погружного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважины.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД центробежного насоса и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважины может послужить причиной перегрева ПЭД и преждевременному выходу из строя УЭЦН.