Al seleccionar instalaciones ESP para pozos petroleros, realizadas mediante cálculos "manuales" (calculadora, EXCEL, programas shell ACCESS), es necesario utilizar algunos supuestos y simplificaciones adicionales en la metodología de selección para reducir la entrada de datos y el tiempo de cálculo.
Entre estos supuestos, los más importantes son:
1. Distribución uniforme de pequeñas burbujas de gas en la fase líquida a presiones inferiores a la presión de saturación.
2. Distribución uniforme de los componentes de petróleo y agua en la columna de líquido bombeado en la sección "fondo del pozo - entrada de la bomba" a cualquier caudal del pozo.
3. Descuido del “deslizamiento” del aceite en el agua cuando el fluido se mueve a lo largo del revestimiento y la sarta de tubería.
4. Identidad de los valores de presión de saturación en modo estático y dinámico.
5. El proceso de movimiento del fluido desde el fondo del pozo hasta la entrada de la bomba, acompañado de una disminución de la presión y la liberación de gas libre, es isotérmico.
6. Se considera que la temperatura del motor eléctrico sumergible no excede la temperatura normal de funcionamiento si la velocidad de movimiento del refrigerante a lo largo de las paredes del motor sumergible no es menor que la recomendada en las especificaciones técnicas del motor sumergible o en el Manual de operación de instalaciones ESP.
7. Las pérdidas de carga (presión) cuando el fluido se mueve desde el fondo del pozo hasta la entrada de la bomba y desde la zona de inyección de la bomba hasta la boca del pozo son insignificantes en comparación con la presión de la bomba.
Para seleccionar un ESP se requieren los siguientes datos iniciales:
1. Densidad, kg/m 3:
Aceite separado;
Gas en condiciones normales.
2. Viscosidad, m 2 /s (o Pa s):
3. Producción de pozo planificada, m 3 /día.
4. Corte de agua de producción de la formación, fracciones de unidad.
5. Factor de gas, m 3 / m 3.
6. Coeficiente volumétrico del aceite, unidades.
7. Profundidad de formación (perforaciones), m.
8. Presión del yacimiento y presión de saturación, MPa.
9. Temperatura del yacimiento y gradiente de temperatura, °C, °C/m.
10. Coeficiente de productividad, m 3 / MPa día.
11. Presión del amortiguador, MPa.
12. Dimensiones geométricas de la carcasa (diámetro exterior y espesor de pared), sarta de tubería (diámetro exterior y espesor de pared), bomba y motor sumergible (diámetro exterior), mm.
La selección de una instalación ESP se realiza en la siguiente secuencia;
1. La densidad de la mezcla se determina en el apartado “fondo del pozo - entrada de la bomba”, teniendo en cuenta simplificaciones:
Dónde ρ n es la densidad del petróleo separado, kg/m3;
ρ c - densidad del agua de formación,
ρ g - densidad del gas en condiciones estándar;
G - contenido volumétrico actual de gas;
b- corte de agua del fluido de formación,
2. Se determina la presión de fondo de pozo a la que se garantiza el caudal de pozo especificado:
,
Dónde R pl - presión del yacimiento;
q- caudal de pozo especificado;
A prod - coeficiente de productividad del pozo.
3. La profundidad del nivel dinámico se determina para un caudal de líquido determinado:
.
4. La presión de entrada de la bomba se determina a la cual el contenido de gas en la entrada de la bomba no excede el máximo permitido para una región determinada y un tipo de bomba determinado (por ejemplo, G = 0,15):
,
(con un exponente que depende de la desgasificación del fluido de formación metro = 1,0).
Dónde: R nosotros - presión de saturación.
5. La profundidad de suspensión de la bomba se determina:
6. Se determina la temperatura del fluido de formación en la entrada de la bomba:
Dónde t pl - temperatura del depósito; GRAMO t - gradiente de temperatura.
7. El coeficiente volumétrico del líquido se determina a la presión en la entrada de la bomba:
,
Dónde EN- coeficiente volumétrico del aceite a presión de saturación; b- corte volumétrico de agua de productos; R pr - presión en la entrada de la bomba; R nosotros - presión de saturación.
8. Se calcula el caudal de fluido en la entrada de la bomba:
.
9. Se determina la cantidad volumétrica de gas libre en la entrada de la bomba:
,
Dónde GRAMO- factor de gas.
10. Se determina el contenido de gas en la entrada de la bomba:
.
11. Calcule el flujo de gas en la entrada de la bomba:
.
12. Calcule la velocidad reducida del gas en la sección de la carcasa en la entrada de la bomba:
Dónde F pozo: área de la sección transversal del pozo en la entrada de la bomba.
13. Se determina el contenido real de gas en la entrada de la bomba:
,
Dónde CON n es la velocidad de ascenso de las burbujas de gas, dependiendo del corte de agua del pozo de producción ( CON n = 0,02 cm/s en b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).
14. El trabajo del gas en el tramo “cara - entrada de la bomba” se determina:
.
15. El trabajo del gas en la sección “bomba de inyección - boca de pozo” se determina:
,
Dónde 
;
.
Los valores con el índice “amortiguador” se refieren a la sección de la boca del pozo y son presión “amortiguador”, contenido de gas, etc.
16. Se determina la presión de bomba requerida:
Dónde l din es la profundidad del nivel dinámico; R buf - presión del amortiguador; PAG g1 - presión de funcionamiento del gas en la sección “fondo del pozo - entrada de la bomba”; P g2 es la presión de funcionamiento del gas en la sección “descarga de la bomba - boca de pozo”.
17. Con base en el caudal de la bomba en la entrada, la presión requerida (presión de la bomba) y el diámetro interno de la carcasa, se selecciona el tamaño estándar de la bomba centrífuga sumergible y los valores que caracterizan el funcionamiento de esta bomba en el Se determinan el modo óptimo (caudal, presión, eficiencia, potencia) y en el modo de suministro igual a “0” (presión, potencia).
18. Se determina el coeficiente de cambio en el caudal de la bomba cuando funciona con una mezcla de petróleo, agua y gas en relación con la característica del agua:
Dónde ν - viscosidad efectiva de la mezcla;
q oB - flujo óptimo de la bomba sobre agua.
19. Se calcula el coeficiente de cambio en la eficiencia de la bomba debido a la influencia de la viscosidad:
.
20. Se calcula el coeficiente de separación de gases en la entrada de la bomba:
,
Dónde F pozo: el área del anillo formada por la pared interior de la carcasa y la carcasa de la bomba.
21. El flujo de fluido relativo en la entrada de la bomba se determina:
Dónde q oV - suministro en modo óptimo según las características del “agua” de la bomba.
22. El flujo relativo en la entrada de la bomba se determina en el punto correspondiente en las características del agua de la bomba:
.
23. El contenido de gas en la entrada de la bomba se calcula teniendo en cuenta la separación de gases:
.
24. Se determina el coeficiente de cambio en la presión de la bomba debido a la influencia de la viscosidad:
.
Determinar los cambios de presión y otros indicadores de rendimiento de bombas centrífugas sumergibles con una viscosidad del líquido significativamente diferente de la viscosidad del agua y la viscosidad del petróleo del Devónico en condiciones de yacimiento (más de 0,03-0,05 cm 2 /s) y un contenido de gas insignificante. En la bomba de admisión de la primera etapa, para tener en cuenta la influencia de la viscosidad, se puede utilizar el nomograma P.D. Lyapkova (figura 5.162).
El nomograma se construyó para convertir las características de la bomba obtenidas al bombear agua a las características al bombear un líquido viscoso homogéneo. La línea de puntos del nomograma muestra las curvas para recalcular las características de la bomba para operar con emulsiones de diferentes viscosidades. Las curvas punteadas fueron obtenidas por V.P. Maximov.
La limitación en el uso del nomograma para el contenido de gas en el líquido no es la misma para diferentes tamaños estándar de bombas. Pero podemos decir que cuando el contenido de gas es del 5 al 7% o menos en la primera etapa de la bomba, se puede ignorar la influencia del gas en el funcionamiento de la bomba y se puede utilizar un nomograma.
25. El coeficiente de cambio de presión de la bomba se determina teniendo en cuenta la influencia del gas:
,
Dónde 
.
26. La presión de la bomba sobre el agua se determina en el modo óptimo:
Arroz. 5.162. Nomograma para determinar los factores de conversión de las características del ESP teniendo en cuenta la viscosidad del líquido
27. Se calcula el número requerido de etapas de bomba:
Dónde h st - presión de una etapa de la bomba seleccionada.
El número Z se redondea a un valor entero superior y se iguala al número estándar de etapas del tamaño de bomba seleccionado. Si el número estimado de etapas resulta ser mayor que el especificado en la documentación técnica para el tamaño de bomba seleccionado, entonces se debe seleccionar el siguiente tamaño estándar con mayor número de etapas y repetir el cálculo a partir del punto 17.
Si el número estimado de etapas resulta ser menor que el especificado en las especificaciones técnicas, pero su diferencia no supera el 5%, el tamaño de bomba seleccionado se deja para cálculos adicionales. Si el número estándar de etapas excede el calculado en un 10%, entonces es necesario decidir desmontar la bomba y eliminar las etapas adicionales. Otra opción puede ser considerar el uso de un estrangulador en el equipo de boca de pozo.
Se realizan más cálculos a partir del párrafo 18 para nuevos valores de la característica de funcionamiento.
28. La eficiencia de la bomba se determina teniendo en cuenta la influencia de la viscosidad, el gas libre y el modo de funcionamiento:
,
Dónde η oB - máxima eficiencia de la bomba para las características del agua.
29. La potencia de la bomba se determina:
30. La potencia del motor sumergible se determina:
.
31. Comprobación de la capacidad de la bomba para extraer líquidos pesados.
En pozos con posible flujo o liberación de líquido al cambiar la bomba del pozo, la matanza se realiza vertiendo líquido pesado (agua, agua con agentes densantes). Al bajar una bomba nueva, es necesario bombear este "líquido pesado" del pozo para que la instalación comience a funcionar en el modo óptimo al extraer petróleo. En este caso, primero debe verificar la energía consumida por la bomba cuando bombea líquido pesado. La fórmula para determinar la potencia incluye la densidad correspondiente al líquido pesado que se bombea (durante el período inicial de su selección).
A esta potencia se comprueba un posible sobrecalentamiento del motor. El aumento de potencia y el sobrecalentamiento determina la necesidad de equipar la instalación con un motor más potente.
Al finalizar la extracción del fluido pesado, se verifica el desplazamiento del fluido pesado de la tubería por el fluido de formación en la bomba. En este caso, la presión creada por la bomba está determinada por las características de funcionamiento de la bomba sobre el fluido de formación, y la contrapresión en la descarga está determinada por la columna de fluido pesado.
También es necesario verificar la opción de funcionamiento de la bomba, cuando el líquido pesado no se bombea al desagüe, sino al pico, si esto está permitido según la ubicación del pozo.
La verificación de la bomba y el motor sumergible para detectar la posibilidad de bombear líquido pesado (líquido destructivo) durante el desarrollo del pozo se lleva a cabo de acuerdo con la fórmula:
Dónde ρ hl - densidad del fluido asesino.
En este caso, se calcula la presión de la bomba durante el desarrollo del pozo:
.
Magnitud norte gl se compara con la presión norte Características del agua del pasaporte de la bomba.
La potencia de la bomba se determina durante el desarrollo del pozo:
.
Energía consumida por un motor eléctrico sumergible durante el desarrollo del pozo:
.
32. Se comprueba la instalación para determinar la temperatura máxima permitida en la entrada de la bomba:
donde [T] es la temperatura máxima permitida del líquido bombeado en la entrada de la bomba sumergible.
33. Se verifica la eliminación de calor de la instalación a la velocidad mínima permitida del refrigerante en la sección anular formada por la superficie interior de la carcasa en el lugar de instalación de la unidad sumergible y la superficie exterior del motor sumergible, para lo cual calculamos el caudal del líquido bombeado:
Dónde F = 0,785 (D 2 – d 2) - área de sección anular;
D- diámetro interior de la carcasa;
d- diámetro exterior del motor.
Si el caudal del líquido bombeado W. resulta ser mayor que la velocidad mínima permitida del líquido bombeado [ W.], el régimen térmico del motor sumergible se considera normal.
Si la unidad de bombeo seleccionada no puede extraer la cantidad requerida de fluido de eliminación a la profundidad de suspensión seleccionada, esta (profundidad de suspensión) se incrementa en Δ l= 10 - 100 m, tras lo cual se repite el cálculo a partir del punto 5. Valor Δ l Depende de la disponibilidad de tiempo y de las capacidades informáticas de la calculadora.
Después de determinar la profundidad de suspensión de la unidad de bomba mediante un inclinograma, verifique la posibilidad de instalar la bomba a la profundidad seleccionada (según la tasa de ganancia de curvatura por cada 10 m de penetración y según el ángulo máximo de desviación del eje del pozo con respecto a la vertical). ). Al mismo tiempo, se verifica la posibilidad de bajar la unidad de bombeo seleccionada a un pozo determinado y las secciones más peligrosas del pozo, cuyo paso requiere especial cuidado y bajas velocidades de descenso durante el PRS.
Los datos necesarios para la selección de instalaciones sobre el conjunto completo de instalaciones, características y principales parámetros de bombas, motores y demás componentes de instalaciones se recogen tanto en este libro como en la literatura especializada.
Para determinar indirectamente la confiabilidad de un motor eléctrico sumergible, se recomienda evaluar su temperatura, ya que el sobrecalentamiento del motor reduce significativamente su vida útil. Un aumento de la temperatura del devanado de 8 a 10 °C por encima de lo recomendado por el fabricante reduce a la mitad la vida útil de algunos tipos de aislamiento. Se recomienda el siguiente procedimiento de cálculo. Calcule la pérdida de potencia en el motor a 130 °C:
, (5.1)
Dónde b 2 , Con 2 y d 2 - coeficientes calculados (ver); norte norte y η Doctor en Ciencias - potencia nominal y eficiencia del motor eléctrico, respectivamente. El sobrecalentamiento del motor está determinado por la fórmula:
. (5.2)
Dónde b 3 y Con 3 - coeficientes de diseño.
Debido al enfriamiento, las pérdidas en el motor disminuyen, lo que se tiene en cuenta mediante el coeficiente K t.
Dónde b 5 - coeficiente (ver apéndice 3).
Entonces la pérdida de energía en el motor (Σ norte) y su temperatura ( t dc) será igual:
(5.6)
La temperatura de los devanados del estator de la mayoría de los motores no debe exceder los 130 °C. Si la potencia del motor seleccionado no coincide con la recomendada en la lista de selección, se selecciona un motor de diferente tamaño del mismo tamaño. En algunos casos, es posible seleccionar un motor con un diámetro mayor, pero en este caso es necesario verificar la dimensión transversal de toda la unidad y compararla con el diámetro interno de la carcasa del pozo.
Al elegir un motor, es necesario tener en cuenta la temperatura del fluido circundante y su caudal. Los motores están diseñados para funcionar en entornos con temperaturas de hasta 90 °C. Actualmente, sólo un tipo de motor permite un aumento de temperatura de hasta 140 °C, y un mayor aumento de temperatura reducirá la vida útil del motor. Este uso del motor está permitido en casos especiales. Generalmente es deseable reducir su carga para reducir el sobrecalentamiento de los alambres de bobinado. Cada motor tiene un caudal mínimo recomendado en función de sus condiciones de enfriamiento. Es necesario comprobar esta velocidad.
c) errores en la selección de equipos por información geológica insuficiente.
El stock periódico de UNP-1 disminuyó en 18 pozos
En 3 pozos, se llevaron al modo constante usando NPS, en 15 pozos, cambiando el tamaño estándar del ESP, y 34 pozos se transfirieron a PPD.
Medidas para reducir el fondo periódico en 2005
1) Formación de un sistema de inundación (traslado de 20 pozos a mantenimiento de presión del yacimiento).
2) Optimización del modo de operación de pozos con ESP (bajada de unidades de baja capacidad).
3) Introducción de bombas de tornillo importadas.
4) Continuar la implementación de ESP con TMS para evitar errores en la selección de equipos
El coeficiente de alimentación ESP varía de 0,1 a 1,7 (Tabla 5.5). Alrededor del 75% de las instalaciones funcionan en un modo cercano al óptimo (capacidad = 0,6–1,2).
Tabla 5.5. Distribución del coeficiente de alimentación ESP en el campo Khokhryakovskoye
De los 49 pozos que operan con un caudal de 0,1 a 0,4, la mayoría (25 pozos) están en operación periódica. Para los pozos Nos. 154, 278, 1030, 916, 902 y 3503, se recomienda auditar equipos y tuberías subterráneas.
La lista de pozos que operan con un caudal superior a 1,2 se da en la tabla 3.6.7. De estos, los pozos No. 130, 705, 163, 785, 1059 fueron optimizados para un tamaño de BES mayor.
Tabla 5.6. Lista de pozos con suministro de K superior a 1,2
| Bueno no. | Tipo de bomba | Entregar | q liquido | Capa P, MPa | norte estruendo, m | Profundidad de liberación de la bomba |
| 702 | ESP 50-2100 | 1,7 | 65 | 20,5 | 1683 | 2300 |
| 130 | TD-650–2100 | 1,4 | 100 | 17,9 | 1332 | 2380 |
| 705 | ESP-160– 2100 | 1,6 | 123 | 18,3 | 2167 | 2400 |
| 707 | TD-850–2100 | 1,5 | 114 | 16,5 | 1124 | 2260 |
| 163 | ESP-160–2150 | 1,5 | 82 | 18,2 | 1899 | 2350 |
| 185 | ESP 25-2100 | 1,4 | 29 | 20,0 | 1820 | 2245 |
| 818 | ESP 80-2100 | 1,4 | 87 | 18,2 | 2192 | 2340 |
| 166 | ESP 50-2100 | 1,4 | 42 | 19,5 | 1523 | 2150 |
| 834 | ESP 30-2100 | 1,6 | 23 | 23,0 | 1870 | 2250 |
| 785 | ESP 125-2100 | 1,3 | 11 | 16,5 | 2320 | 2400 |
| 389 | ESP 50-2100 | 1,4 | 42 | 22,9 | 1623 | 2200 |
| 1059 | ESP 160-2100 | 1,4 | 144 | 16,5 | 2328 | 2400 |
| 1025 | ESP 80-2100 | 1,4 | 72 | 16,1 | 1762 | 2080 |
En general, para el campo Khokhryakovskoye, la tasa de utilización de los pozos equipados con BES, como hace un año, es de 0,87. El principal indicador de confiabilidad: el tiempo entre fallas para un año móvil del 1 de enero de 2003 al 1 de enero de 2004, según el fondo ESP, cambió de 303 días a 380 días, mientras que en general para OJSC NNP este indicador es más bajo y es en un plazo de 330 a 350 días. El crecimiento de este indicador indica un nivel bastante alto de trabajo del departamento de producción en la selección del tamaño estándar del ESP, la reparación del pozo, la puesta en funcionamiento de las instalaciones y el seguimiento durante la operación.
En el campo, 74 pozos (17% de la producción total) están sujetos a depósitos de parafina. Según el programa de "desparafinado", todos los pozos suelen lavarse con petróleo caliente una vez al mes.
En 2003, hubo 208 fallas en el campo de pozos equipados con BES. La tasa de fracaso fue de 0,85 unidades. (el stock actual es de 303 pozos). En 2004, se registraron 229 fallas en el campo, con un stock operativo mayor de 332 pozos, y la tasa de fallas disminuyó positivamente a 0,79 unidades. En general, OJSC NNP K se negó. El ESP en ese momento era de 0,85 unidades.
5.2 Análisis de las causas de las fallas del ESP
Un análisis de las causas de fallas prematuras de los pozos equipados con BES muestra la siguiente imagen, ver Fig. 5.1.4.
Hasta el 17% de las averías se deben al trabajo de mala calidad de los equipos de reparación de pozos subterráneos. Cuando se violen las normas para las operaciones de izaje. Como consecuencia, esto provoca daños en los cables, instalación de mala calidad del BES, fugas en las tuberías y mala limpieza del pozo.
El 18% de las fallas ocurren en pozos que operan de manera intermitente, causadas por un flujo de entrada deficiente, así como por que el tamaño de la bomba no coincide con las condiciones de operación.
En el 13% de las negativas no se identificaron los motivos porque se violaron las normas de investigación.
1. El 10% de las fallas ocurren debido a depósitos de asfalto duro, resina y parafina junto con incrustaciones, arena, partículas de arcilla y óxido.
2. 9% de las fallas se deben a la eliminación del apuntalante en los pozos después de la fracturación hidráulica, lo que provoca atascos de ejes y fallas de las bombas.
3. El 8% de las fallas se deben a un funcionamiento incontrolado: esto es una violación del programa de desparafinado, falta de control sobre la eliminación de EHF, etc.
4. El 6% de las averías se producen por falta de control sobre la instalación de los ajustes.
5. En el 5% de los casos, la falla se produjo por defectos de fabricación, defectos ocultos y componentes de mala calidad de los equipos de bombeo sumergibles y de superficie.
En 2004, se instalaron indicadores térmicos en los componentes de los equipos sumergibles, incluido el cable sumergible, para determinar la temperatura del pozo en el área de operación del BES. Se bajaron cinco instalaciones con indicadores térmicos a pozos con arranques pesados, con eliminación de impurezas mecánicas para determinar las áreas críticas de calentamiento. Las instalaciones funcionaron en promedio hasta 100 días, pero fallaron debido a una disminución en la resistencia del aislamiento a 0 a lo largo de la longitud de construcción del cable. En todos los casos, la detección de defectos en los cables reveló la fusión del aislamiento del núcleo en un área de 150 m desde el empalme del cable de extensión a una temperatura de 130 °C.
Según los resultados obtenidos en 2004, durante la reparación de pozos de alto rendimiento, la longitud del cable de extensión resistente al calor KRBK se aumentó a 120 my se utilizó un inserto de 500 m del cable del grupo 3.
Para mejorar la operación de un parque de pozos equipados con BES se recomienda:
Los pozos deben desarrollarse y ponerse en funcionamiento mediante una instalación móvil de un convertidor de frecuencia tipo UPPC (Electon-05"). La instalación permite, bajo ciertas condiciones técnicas (la profundidad del ESP, hay una reserva en la potencia del motor eléctrico sumergible), reducir el tiempo de producción del pozo en modos de arranque suave, aumentar la reducción de la formación, eliminar el atasco del ESP creando mayores pares;
Al elegir el tamaño estándar de las instalaciones y las profundidades de descenso (depresión), se debe prestar especial atención al stock de pozos donde se realizó la fracturación hidráulica. Al desarrollar pozos después de la fracturación hidráulica utilizando bombas de chorro en reservas productoras de arena, se deben utilizar unidades ESP resistentes al desgaste del tipo ARH, diseñadas para bombear fluidos EHF hasta 2 g/l. Además, esta base debería utilizarse para desarrollar tecnologías para asegurar el BES, utilizar dispositivos subterráneos para proteger la bomba de impurezas sólidas (filtros y trampas de lodos para BES - ZAO Novomet, Prem);
En el stock intermitente utilizar principalmente bombas de alta presión y bajo rendimiento del tipo ESP 20, 25 y evaluar la posibilidad de aumentar la profundidad de descenso del ESP, así como transferir pozos de bajo rendimiento a unidades USP y de bombeo a chorro. .
Para reducir los accidentes por desmembramiento del ESP, se recomienda utilizar dispositivos que reduzcan la vibración de las instalaciones (centralizadores de ejes de bombas, amortiguadores, acoplamientos de seguridad) (JSC TTDN, Tyumen);
Una parte importante de las fallas se debe a la calidad del trabajo realizado por los equipos de reparación y reparación. El uso de equipos altamente calificados y el control durante los trabajos no rutinarios aumentarán significativamente la confiabilidad del parque minero.
El principio de funcionamiento del stock de producción de pozos equipados con BES, dependiendo de la profundidad de descenso del equipo de bombeo.
En 2004, la distribución del stock de pozos equipados con BES por profundidad de funcionamiento de la bomba y las características de su operación en el campo Khokhryakovskoye es la siguiente, ver Tabla 5.7. y Figura 5.1.5. – 5.1.8.
El análisis del stock de pozos equipados con BES desde el punto de vista de la confiabilidad y la eficiencia en función de las profundidades de descenso en el campo Khokhryakovskoye mostró que los BES descienden a profundidades de 1200 a 2400 m. Todo el intervalo de trabajo de las profundidades de descenso se divide en seis grupos, cada uno de los cuales emplea de 15 a 120 pozos equipados con ESP.
Tabla 5.7. Principales indicadores de desempeño tecnológico de pozos equipados con BES.
| Profundidad de descenso ESP, m. | 1200-1400 | 1800-2000 | 2000-2200 | 2200-2300 | 2300-2400 | Más de 2400 |
| Número de pozos, unidades. | 15 | 55 | 65 | 120 | 40 | 25 |
| Caudal de líquido, m 3 /día | 190 | 120 | 100 | 95 | 75 | 67 |
| Corte de agua, % | 96 | 86 | 66 | 54 | 47 | 35 |
| Casarse. tiempo bien trabajado por año, días | 342 | 329 | 350 | 346 | 338 | 337 |
Los mayores caudales de líquido se observan en dos grupos de pozos: en el rango de ESP que desciende de 1200 a 1400 m y de 1800 a 2000 m. En los mismos rangos, los equipos de bombeo funcionan durante un mayor número de días, de 346 a 350 días.
Se observan menores porcentajes de corte de agua cuando se operan PES con una profundidad de funcionamiento superior a 2000 m.
Eso. Los resultados del análisis de la dependencia de las principales características del funcionamiento de los pozos equipados con BES muestran que reducir las profundidades de descenso a 2200-2400 m no deteriora significativamente el funcionamiento del BES. Como se muestra en la Figura 5.1.8. Los niveles dinámicos se reducen debido al cambio de unidades de menor tamaño a unidades de mayor tamaño y a la disminución de la presión del yacimiento y al sistema de inyección de agua desigual.
Estado energético del depósito.
El rezago en el desarrollo del sistema de mantenimiento de presión del yacimiento respecto al estado actual de extracción de fluidos ha llevado en los últimos años a una disminución de la presión del yacimiento en la zona de extracción.
A partir del 1 de enero de 2004, la presión en la zona de extracción disminuyó a 19,5 MPa (Fig. 5.8), la diferencia entre la presión inicial y la actual del yacimiento fue de 4,2 MPa.
La disminución de la presión del yacimiento también se vio afectada por la perforación intensiva que se llevó a cabo durante 2000-2001. en la parte oriental del campo, no previsto por el proyecto. Como consecuencia de esto, en la parte oriental existe un rezago en la formación del sistema RPM, que con extracciones forzadas afecta inmediatamente el estado energético de las áreas.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ESP
4.3.1. Información general sobre la operación del pozo,
Equipado con instalaciones eléctricas sumergibles.
bombas centrífugas (ECP)
Las instalaciones de bombas centrífugas sumergibles eléctricas pertenecen a la clase de instalaciones sin vástago y desempeñan un papel decisivo en la industria petrolera rusa en términos del volumen de petróleo producido. Están diseñados para la operación de pozos de producción de diferentes profundidades con diferentes propiedades de los productos producidos: petróleo anhidro de baja y media viscosidad; aceite cortado con agua; una mezcla de petróleo, agua y gas. Naturalmente, la eficiencia operativa de los pozos ESP puede variar significativamente, porque las propiedades del producto bombeado afectan los parámetros de salida de la instalación.
Además, los ESP tienen ventajas innegables sobre las unidades de varilla, no solo por la transferencia del motor de accionamiento al fondo del pozo y la eliminación de la sarta de varillas, lo que aumenta significativamente la eficiencia del sistema, sino también por un rango significativo de alimentaciones de trabajo (de varias decenas a varios cientos de m3/día) y presiones (de varios cientos a varios miles de metros) con un tiempo medio de instalación entre fallas relativamente alto.
La selección del tamaño estándar y la configuración del BES para un pozo específico, el cálculo del modo tecnológico esperado de operación del pozo y los parámetros del equipo sumergible se realizan mediante un paquete de software integrado en la base de datos corporativa de NPK ALPHA. , y según la metodología elegida por el tecnólogo jefe (jefe del departamento técnico y técnico) del NGDU y adaptada a las condiciones de un determinado campo (formación).
El cálculo del modo de funcionamiento óptimo del pozo lo realiza el servicio geológico del NGDU. Con base en los parámetros especificados por el geólogo, el servicio tecnológico selecciona en el PC Autotecnológico el tamaño estándar del BES y los parámetros del equipo sumergible, adaptados a las condiciones de los yacimientos de gestión de producción de petróleo y gas.
La responsabilidad de calcular el caudal esperado al nivel dinámico esperado, la confiabilidad de la información y la integridad de ingresar los resultados de las pruebas de pozos en la base de datos NPK Alfa recae en el geólogo líder de CDNG. La responsabilidad de la selección correcta del tamaño de la bomba y la determinación de la profundidad de descenso recae en el tecnólogo de TsDNG.
Al calcular la selección de una bomba electrosumergible, es necesario tener en cuenta:
– uso del coeficiente de productividad real, extracción óptima de fluido del pozo, sujeto a la condición de no exceder la reducción máxima permitida en el yacimiento y el proyecto de desarrollo del campo;
– la gravedad específica del bombeo del fluido de eliminación al ponerlo en funcionamiento para garantizar el suministro de fluido del yacimiento al nivel dinámico esperado, la presión amortiguadora y las pérdidas por fricción en el colector de elevación y recolección de aceite a la estación de refuerzo, el funcionamiento del ESP en el zona de modo óptimo (0,8÷1,2 Q nom.);
^ t
Posibilidad de cambiar el rendimiento del ESP usando
Estaciones de control con convertidor de frecuencia (CSCP).
Para pozos con un contenido de agua en el producto producido superior al 90%, la inmersión bajo el nivel dinámico del BES no debe ser superior a 400 metros.
Los caudales críticos (depresiones) de cada pozo específico en depósitos de flotación de agua y gas-óleo son determinados por el departamento de desarrollo del Departamento de Producción de Petróleo y Gas (geólogo del Centro de Producción de Petróleo y Gas) con base en la experiencia de operación de pozos con características geológicas y técnicas idénticas de la zona del fondo del pozo.
En el lugar donde está suspendida la unidad sumergible, la curvatura del pozo no debe exceder:
Para tamaño ESP-5 según la fórmula: un = 2arcossin ^P s: ,
donde: a es la curvatura del pozo en el lugar donde se suspende el ESP, grados/10 m;
S- la distancia entre el diámetro interior de la carcasa y la dimensión diametral máxima de la instalación, m;
L- longitud de instalación desde el extremo inferior del compensador hasta el extremo superior de la bomba, m;
Para ESP-5, con un diámetro de sarta de producción de 146 mm - 6 minutos por 10 metros, con un diámetro de sarta de producción de 168 mm - 12 minutos por 10 metros;
Para ESP-5A, con un diámetro de sarta de producción de 146 mm - 3 minutos por 10 metros, con un diámetro de sarta de producción de 168 mm - 6 minutos por 10 metros;
Si no hay áreas con la intensidad de curvatura especificada, se selecciona una sección con el valor mínimo para un pozo determinado y se acuerda con el ingeniero jefe del departamento de petróleo y gas.
Si existen áreas en el pozo con una intensidad de curvatura superior a 20/10 m, la solicitud semanal del departamento de producción de petróleo y gas debe indicar la necesidad de equipar un BES para este pozo con un motor sumergible con un diámetro de 103 mm (para motores sumergibles con una potencia de hasta 45 kW, inclusive).
En el área de operación de la instalación sumergible, la desviación del pozo con respecto a la vertical no debe exceder los 60 grados.
La presión hidrostática máxima en el área de operación del ESP no debe exceder los 20 MPa (200 kgf/cm2).
El diseño de la sarta de tubería debe garantizar la resistencia de la suspensión a una profundidad de funcionamiento determinada y al diseño del pozo.
La inmersión de la bomba en el nivel dinámico está determinada por el contenido de gas libre en la producción del pozo (en el fluido de formación) en las condiciones de entrada de la bomba: hasta 25% - sin separador de gas, 25-55% - con gas separador, hasta un 68% - con un separador-dispersante de gas, hasta un 75 % - con un sistema multifásico nacional o importado.
Requisitos técnicos para el medio bombeado - fluido de formación (mezcla de petróleo, agua producida, impurezas minerales y gas de petróleo):
La densidad máxima de la mezcla agua-aceite es de 1.400 kg/m 3 ;
Factor de gas (Gf): hasta 110 m 3 /m 3;
– contenido máximo de agua producida – 99%;
– valor de pH del agua producida (pH): 6,0–8,5;
– temperatura del líquido bombeado:
– para la ejecución estándar – hasta +90 °С;
– para versión resistente al calor – hasta +140 °C;
– para la versión estándar – hasta 100 mg/l;
– en versión resistente al desgaste – hasta 500 mg/l;
En el kit de suspensión ESP, se permite utilizar elementos auxiliares adicionales solo fabricados en fábrica o fabricados de acuerdo con los estándares de Surgutneftegaz OJSC.
La temperatura máxima del líquido bombeado en el área de operación de la unidad sumergible no debe exceder los datos nominales del motor y las extensiones de cable utilizadas en Surgutneftegas OJSC. Con los valores esperados calculados de las condiciones de funcionamiento en la entrada de la bomba a una temperatura superior a +120 °C, el tecnólogo de TsDNG en la solicitud para el equipo TsBPO EPU indica el equipo necesario para la resistencia al calor.
Las principales disposiciones para seleccionar un ESP se detallan a continuación:
1. Densidad de la mezcla en el apartado “fondo del pozo - entrada de la bomba”:
■ Con
(p b + pag(1 - segundo)) (1 - F) + pF.
donde: ρ norte– densidad del aceite separado, kg/m3, ρ V– densidad del agua de formación, ρ GRAMO– densidad del gas en condiciones estándar, GRAMO– contenido volumétrico actual de gas, b– corte de agua del fluido de formación.
2. Presión de fondo de pozo a la que se garantiza el caudal de pozo especificado:
Dónde: r pl- presión del yacimiento,
q– caudal de pozo especificado,
k prod– coeficiente de productividad del pozo.
3. Profundidad del nivel dinámico a un caudal de fluido determinado:
Equipos y tecnología de producción de petróleo.
4. Presión en la entrada de la bomba, a la que el contenido de gas en la entrada de la bomba no excede el máximo permitido para una región determinada (por ejemplo: F = 0,15):
P = P. (I - G).,
Dónde A - Grado de curva de desgasificación.
5. Profundidad de suspensión de la bomba:
Dónde: B– coeficiente volumétrico del aceite a presión de saturación, b– corte volumétrico de agua de los productos,
14. Trabajos de gas en la sección “fondo de pozo – toma de bomba”:
Cantidades con el índice " buf" se refieren a la sección de la boca del pozo y están "amortiguados" por la presión, el contenido de gas, etc.
16. Presión de bomba requerida:
Dónde: L estruendo– profundidad de ubicación del nivel dinámico;
búfer P– presión del amortiguador;
P G1– presión de funcionamiento del gas en la sección “fondo del pozo – entrada de la bomba”;
PG2– presión de operación del gas en la sección “descarga de la bomba – boca de pozo”.
17. Con base en el caudal de la bomba en la entrada, la presión requerida (presión de la bomba) y el diámetro interno de la carcasa, seleccionamos el tamaño estándar de una bomba centrífuga sumergible (o tornillo, diafragma) y determinamos los valores que caracterizan el funcionamiento de esta bomba en modo óptimo (caudal, presión, eficiencia, potencia) y en modo suministro igual a 0 (presión, potencia).
18. Coeficiente de cambio en el caudal de la bomba cuando funciona con una mezcla de petróleo, agua y gas en relación con la característica del agua:
donde: ν – viscosidad efectiva de la mezcla;
q oh EN– flujo óptimo de la bomba sobre el agua.
24. Coeficiente de cambio de presión de la bomba debido a la influencia de la viscosidad:
Dónde h- presión de una etapa de la bomba seleccionada.
ConGRAMO
El número Z se redondea a un valor entero superior y se compara con el número estándar de etapas del tamaño de bomba seleccionado. Si el número calculado de etapas resulta ser mayor que el especificado en la documentación técnica para el tamaño de bomba seleccionado, entonces se debe seleccionar el siguiente tamaño estándar con mayor número de etapas y repetir el cálculo a partir del punto 17.
Si el número estimado de etapas resulta ser menor que el especificado en las especificaciones técnicas, pero su diferencia no supera el 5%, el tamaño de bomba seleccionado se deja para cálculos adicionales. Si el número estándar de etapas excede el calculado en un 10%, entonces es necesario decidir desmontar la bomba y eliminar las etapas adicionales. Se realizan más cálculos a partir del párrafo 18 para nuevos valores de la característica de funcionamiento.
28. Eficiencia de la bomba teniendo en cuenta la influencia de la viscosidad, el gas libre y el modo de funcionamiento:
V - /Ci." K w " fCijr,
Dónde río o6- máxima eficiencia de la bomba para las características del agua.
Equipos y tecnología de producción de petróleo.
29. Potencia de la bomba:
donde: η DEP– eficiencia del motor eléctrico sumergible,
porqueϕ – factor de potencia del motor a temperatura de funcionamiento.
31. Verificamos la bomba y el motor sumergible para detectar la posibilidad de bombear líquido pesado (líquido letal) durante el desarrollo del pozo:
Rgl=Rgl
1_. r + r + r
■- P buff G zab^ PL"
donde ρ GL– densidad del fluido letal.
Calculamos la presión de la bomba al desarrollar un pozo:
Magnitud n.g.l. se compara con las características del agua del pasaporte. Determinamos la potencia de la bomba al desarrollar un pozo:
Energía consumida por un motor eléctrico sumergible durante el desarrollo del pozo:
32. Comprobamos la instalación para determinar la temperatura máxima permitida en la entrada de la bomba:
T>[T]
Dónde [ t] – temperatura máxima permitida del líquido bombeado en la entrada de la bomba sumergible.
^ t Guía del maestro sobre producción de petróleo, gas y condensado
33. Verificamos la instalación del disipador de calor de acuerdo con la velocidad mínima permitida del refrigerante en la sección anular formada por la superficie interior de la carcasa en el lugar de instalación de la unidad sumergible y la superficie exterior del motor sumergible, para lo cual calculamos el flujo. tasa del líquido bombeado:
Dónde: F = 0,785 s -área anular; D- diámetro interior de la carcasa; cf es el diámetro exterior del motor.
Si el caudal del líquido bombeado es mayor [W](Dónde [W]- velocidad mínima permitida del líquido bombeado), el régimen térmico del motor sumergible se considera normal.
Si la unidad de bombeo seleccionada no es capaz de extraer la cantidad requerida de líquido de eliminación a la profundidad de suspensión seleccionada, ¡la profundidad de suspensión se aumenta en litros! = 10 - 100 m, después de lo cual se repite el cálculo a partir del paso 5. Magnitud &L Depende de la disponibilidad de tiempo y de las capacidades informáticas del consumidor.
Después de determinar la profundidad de suspensión de la unidad de bomba mediante un inclinograma, se verifica la posibilidad de instalar la bomba a la profundidad seleccionada (mediante la tasa de ganancia de curvatura por cada 10 m de penetración y el ángulo máximo de desviación del eje del pozo desde el vertical). Al mismo tiempo, se verifica la posibilidad de bajar la unidad de bombeo seleccionada a un pozo determinado y las secciones más peligrosas del pozo, cuyo paso requiere especial cuidado y bajas velocidades de descenso durante el PRS.
Después de la selección final de la profundidad de descenso de la unidad de fondo de pozo, se selecciona el tipo de cable (según la corriente de funcionamiento y la temperatura del líquido bombeado) y el tamaño del transformador (según la corriente y el voltaje de funcionamiento). Una vez realizada la selección del equipo, se determina la potencia consumida por la instalación:
NnoTP = N n s n + AN KAB + AN Tp,
donde: aWjus= - ~ "" : - pérdida de energía del cable
/ - corriente de funcionamiento del motor, L; L- longitud del cable que transporta corriente, m;
pag t- resistencia de un metro lineal de cable a temperatura de funcionamiento, Ohm/m ■ mm 2 ;
S- área de la sección transversal de los núcleos del cable, mm 2;
D L/t = (1 - Ti) (L/tp + A AL) - pérdidas de potencia en el transformador,
g]tr - Eficiencia del transformador.
La selección de BES para pozos petroleros, en un sentido estricto y específico, significa la determinación del tamaño estándar o tamaños estándar de las instalaciones que aseguran una determinada producción de fluido de formación de un pozo con indicadores de rendimiento óptimos o cercanos a los óptimos (caudal, presión, potencia, tiempo medio entre fallos, etc.). En un sentido más amplio, la selección se refiere a la determinación de los principales indicadores operativos del sistema interconectado “depósito de petróleo - pozo - unidad de bombeo” y la selección de combinaciones óptimas de estos indicadores. La optimización se puede llevar a cabo según varios criterios, pero en última instancia todos deben apuntar a un resultado final: minimizar el coste de una unidad de producción: una tonelada de petróleo. Primero, se establecen los datos iniciales necesarios: se selecciona la ecuación de entrada; determinar las propiedades del petróleo, agua, gas y sus mezclas que se supone que se bombearán fuera del pozo; Diseño de la carcasa de producción. La profundidad de descenso de la bomba LH se determina teniendo en cuenta el contenido de gas del flujo de petróleo y gas en la entrada p usando un método similar al método para determinar la profundidad de descenso de una bomba de varilla de bombeo. Para hacer esto, trace las curvas de distribución de presión y caudal de gas p a lo largo de las tuberías de revestimiento en pasos de abajo hacia arriba, a partir de una presión de fondo de pozo dada, determinada por la ecuación de flujo de entrada para un caudal conocido (curvas / y 3 en la Fig. VIII. 18). Contenido de gas de flujo - relación de flujo volumétrico V gas en el sitio al caudal total de la mezcla de gas y líquido q- determinado por la fórmula β=V/(V+q). A lo largo de la curva 3 (ver Fig. VIII.18) estimar la profundidad preliminar de descenso de la bomba (basándose en los valores permitidos del contenido volumétrico de gas en la entrada de la bomba; p BX = 0,05-f-0,25) y la presión RV x(a lo largo de la curva /). Los límites mencionados para el contenido de gas en la entrada de la bomba se establecen basándose en los datos de prueba del BES durante el bombeo de un líquido carbonatado. Si βin = 0÷0,05, entonces el gas tiene poco efecto sobre el funcionamiento de la bomba; si βin = 0,25÷0,3, entonces se interrumpe el suministro de la bomba. Es prácticamente recomendable tener una presión de entrada a la bomba de al menos 1-1,5 MPa. Para determinar la presión en la descarga de la bomba p„yk, es decir, en la sección más baja de la tubería, también se calcula la distribución de presión en las tuberías en pasos de arriba a abajo a partir de la presión conocida en boca de pozo. Rusia, igual a la presión en el sistema de recolección (ver Fig. VIII.18, curva 2). En este caso, se tiene en cuenta la separación parcial del gas * en la entrada de la bomba, que sube por el espacio anular, sin pasar por la bomba, y se descarga a la línea de flujo a través de una válvula de retención.
Al calcular la distribución de presión en la tubería, su diámetro d configurar teniendo en cuenta el caudal:
Cabe señalar que según los valores encontrados rs y para un caudal dado Ql, en condiciones estándar, todavía es imposible seleccionar una característica de bomba apropiada con suficiente precisión, porque las características de fábrica, basadas en datos del proceso de bombeo de agua, no tienen en cuenta la influencia de las propiedades. de mezclas gas-líquido y las condiciones termodinámicas de funcionamiento de las unidades de bombeo. El flujo de fluido real a través de la bomba diferirá de los valores especificados Qlsu debido al hecho de que una gran cantidad de gas puede disolverse en el líquido bombeado por la bomba. El líquido que lava el motor eléctrico se calienta. Además, contiene una cierta cantidad de gas libre y estos factores contribuyen a un aumento significativo en el volumen de la mezcla gas-líquido (GLM) que pasa a través de la bomba (en comparación con el caudal dado en condiciones estándar QLSU ). Debe tenerse en cuenta que el caudal de gas líquido a lo largo de la bomba debido a un aumento en la presión de descarga y una disminución en la cantidad de gas libre en el líquido no es constante. A su vez, las propiedades del líquido y su viscosidad afectan las características de presión de la bomba, también debido a la rápida expansión de sus áreas de aplicación en la industria petrolera, en sistemas para mantener la presión del yacimiento (con un suministro de hasta 3000 m 3 / día a una presión de hasta 2000 m), para extraer agua de tomas de agua y pozos artesianos, para explotación separada de varias capas con una red de pozos.
Sistema de desarrollo. Conceptos básicos de desarrollo.
Desarrollo de campos petroleros– un proceso multiparamétrico, cada eslabón tecnológico de este proceso debe funcionar en un modo óptimo, lo que a su vez crea una jerarquía de criterios de optimización. En tales condiciones, es necesario identificar el éxito estratégico en el proceso de desarrollo del campo y determinar los criterios principales. Sistemas de desarrollo– un conjunto de soluciones de ingeniería interrelacionadas que determinan el objeto de desarrollo, la secuencia y el ritmo de su perforación y desarrollo, la presencia o ausencia de impacto en la formación, el número, proporción y ubicación de los pozos de producción e inyección, el número de pozos de reserva , gestión del proceso de desarrollo, protección del subsuelo y del medio ambiente. Cualquier sistema de desarrollo se puede clasificar según 2 características principales:1).Según la presencia o ausencia de impacto en la formación. 2) Según el sistema de colocación de pozos. Cada sistema de desarrollo se puede caracterizar por los siguientes parámetros: 1) Coeficiente de densidad del patrón de pozo – Sс, Sс =F/n.[ha/KV]; F – área del depósito; n – número de pozos; 2).Parámetro de Krylov Ncr.= Vinit.recovery./n, [t.tons], es decir reservas recuperables por 1 pozo; 3) Parámetro de intensidad del sistema de desarrollo Wint.=n INYECCIÓN/n PRODUCCIÓN. (1;0,5;0,3); 4). Parámetro de pozos de reserva Wres.=n RES./n TOTAL (0,1-0,3). Seleccionar un sistema de desarrollo. La elección depende de los siguientes factores: 1. Condiciones naturales y climáticas; 2. Tamaño y configuración del yacimiento de petróleo; H. Característica geológica de la estructura; 4. Heterogeneidad de las formaciones productivas; 5. Estado físico de los hidrocarburos; 6. Disponibilidad de recursos de agentes de trabajo; 7. Régimen natural de los depósitos; 8.Propiedades del petróleo.
Sistema de desarrollo sin afectar la formación. El desarrollo se realiza en los siguientes casos: 1). Cuando el equilibrio energético natural del yacimiento se repone de forma natural y el desarrollo se realiza eficazmente utilizando fuentes de energía naturales; 2). Ningún agente de trabajo. H). Cuando el desarrollo de impacto no es efectivo. Cuando se desarrolla un depósito sin afectar la formación en el modo de agotamiento (modo elástico, gas disuelto), los pozos de producción se ubican en el área en cuadrículas uniformes, rectangulares o cuadradas.
La selección de unidades de bombeo para pozos petroleros, en un sentido estricto y específico, significa la determinación del tamaño estándar o tamaños estándar de las instalaciones que aseguran una determinada producción de fluido de formación de un pozo con indicadores de rendimiento óptimos o cercanos a los óptimos (caudal , presión, potencia, tiempo entre fallos, etc.). En un sentido más amplio, la selección se refiere a la determinación de los principales indicadores operativos del sistema interconectado “depósito de petróleo - pozo - unidad de bombeo” y la selección de combinaciones óptimas de estos indicadores. La optimización se puede llevar a cabo según varios criterios, pero en última instancia todos deben apuntar a un resultado final: minimizar el coste de una unidad de producción: una tonelada de petróleo.
La selección de instalaciones de bombas centrífugas para pozos petroleros se realiza de acuerdo con algoritmos, que se basan en disposiciones que han sido probadas repetidamente en la industria petrolera y en los resultados del trabajo dedicado al estudio de la filtración de líquidos y gases en la formación y la zona del fondo del pozo de la formación, el movimiento de la mezcla de gas, agua y petróleo a través de tuberías de revestimiento, leyes de cambios en el contenido de gas, presión, densidad, viscosidad, etc., estudiando la teoría de funcionamiento de unidades centrífugas sumergibles, principalmente bombas centrífugas de pozo, sobre fluido de yacimiento real.
Este capítulo analiza las principales disposiciones de la metodología para seleccionar PES para pozos petroleros.
El trabajo en la creación de métodos para seleccionar unidades ESP para pozos comenzó casi simultáneamente con la creación de las propias unidades ESP.
El principio básico de seleccionar un BES para un pozo petrolero es garantizar el caudal normalizado del pozo con costos mínimos, teniendo en cuenta tanto los costos de capital como de operación y la confiabilidad del equipo.
Al crear esta metodología se estudió y, si es posible, se aprovechó la experiencia acumulada por los trabajadores petroleros durante muchos años de funcionamiento de bombas eléctricas. Se llevaron a cabo una serie de estudios originales que finalmente permitieron proporcionar una descripción analítica del sistema "pozo-bomba-levantamiento-fluido".
La confiabilidad se tiene en cuenta en función de la temperatura calculada del motor. Así, la opción más adecuada para elegir una bomba es aquella en la que el contenido de gas es alto y los costes y la temperatura del motor son bajos.
En algunos casos, puede ser aconsejable dar preferencia a una opción con mayores costes, pero con una menor temperatura del motor, lo que en última instancia puede traducirse en menores costes debido a un fuerte aumento de la fiabilidad de la instalación.
El tamaño de bomba seleccionado debe cumplir con las condiciones para desarrollar un pozo tapado con agua. Esta condición está determinada por la disminución del nivel de agua necesaria para excitar el pozo y la presión que la bomba puede desarrollar al mínimo requerido para el desarrollo del pozo y el enfriamiento del motor eléctrico al extraer líquido.
Obviamente, la presión requerida para desarrollar el pozo excederá la presión en el estado estacionario del pozo, especialmente cuando se bombea petróleo carbonatado anhidro. La coincidencia del modo de funcionamiento estable del pozo con el modo de bombeo óptimo garantiza la máxima eficiencia. bomba La coincidencia del modo de bomba óptimo con el modo de desarrollo conduce a un desplazamiento del estado estacionario a la derecha del óptimo y a una disminución de la eficiencia. bomba
Para el rango de tamaños de bombas utilizados, la relación entre la presión máxima y la presión óptima del agua está dentro del rango de 1,2 a 1,5.
¿Dónde es necesaria para el desarrollo la reducción del nivel del agua en el pozo desde la boca? - profundidad del filtro; - presión del yacimiento; - la reducción mínima requerida en la formación, asegurando el desarrollo del pozo; - presión sobre el buffer del pozo; k - coeficiente dependiendo del tamaño estándar específico ()
Cuando se utilizan empacadores de cierre que evitan matar el pozo con agua, se puede eliminar esta limitación.
Todas las características iniciales necesarias del fluido, pozo, elevador, bomba y sistema de recolección se presentan en la Tabla 10.1. Las características de las bombas se dan en la Tabla 10.2.
1. Determinar la gravedad específica del fluido de formación.
¿Dónde está la gravedad específica del petróleo separado, t/m3? - peso específico del gas, t/m3; - factor de gas del yacimiento, m3/m3; - peso específico del agua, t/m3; - corte volumétrico de agua; abuelo.; - coeficiente volumétrico del aceite
2. Determinar la presión de fondo de pozo
¿Dónde está la presión del yacimiento, atm? - caudal de diseño del fluido, m3/día; - coeficiente de productividad, m3/día;
3. Determinar el trabajo del gas en el ascensor.
¿Dónde está el diámetro de las tuberías de la bomba y del compresor, en pulgadas? - presión del buffer, atm.
4. Determine la presión desarrollada por la bomba.
¿Dónde está la profundidad de la formación, m? - presión del buffer, atm - trabajo de gas en la tubería, m3/m2;
5. Determinar el coeficiente de presión.
donde es un factor de corrección que tiene en cuenta el cambio en el coeficiente de presión dependiendo del número de etapas Z.
- - presión de agua óptima de la bomba seleccionada, kg/cm2;
- 6. Determine el flujo relativo de la bomba para la fase líquida en condiciones de medidor.
¿Dónde está el suministro de agua óptimo de la bomba seleccionada, m3/día?
- 7. Para un corte de agua dado b=0,8, utilizando el flujo relativo obtenido en el paso 6 y el coeficiente de presión calculado en el paso 6, determinamos el contenido de gas en la entrada de la bomba.
- * El valor debe estar en un valor dado del coeficiente de alimentación dentro del campo correspondiente a la alimentación de agua en el rango de 0,7 h1.2 (del óptimo).
A falta de solución en esta zona, se permite tomar valores del coeficiente de suministro que den el valor del coeficiente de presión en el área delimitada por las líneas de puntos, correspondientes al suministro de agua en el rango de 0,5. -1,4 (desde el óptimo)
Encontramos que el valor del contenido de gas es 0,07.
- 8. Determine el coeficiente M, que tiene en cuenta el cambio en el contenido de gas con el corte de agua.
- 9. Encuentre el valor del coeficiente de la expresión:
¿Dónde está la presión de saturación, atm? - presión atmosférica, atmósfera;
Resolviendo esta ecuación, encontramos que es igual a 0,441.
- 10. Determine la presión en la entrada de la bomba.
- 11. Determine la suspensión de la bomba en función de la condición de ausencia de un "colchón de agua" en el fondo.
¿Dónde está la presión en la entrada de la bomba, atm?
Según los cálculos, elijo ESP5-130-600, ya que es óptimo para el campo Uzen.
Tabla 10.1 - Datos iniciales para seleccionar un ESP
|
Datos medidos y reportados |
Designación |
Dimensión |
Significado |
|
|
Gravedad específica del aceite separado |
||||
|
Viscosidad del petróleo en el yacimiento. |
||||
|
Corte volumétrico de agua |
||||
|
gor |
||||
|
Gravedad específica del agua. |
||||
|
Coeficiente volumétrico del aceite |
||||
|
Presión de saturación |
||||
|
Presión del depósito |
||||
|
Profundidad del depósito (para pozos verticales, profundidad del filtro) |
||||
|
Factor de productividad |
 |
|||
|
Presión tampón |
||||
|
Caudal de fluido de diseño |
||||
|
Diámetro del ascensor |
||||
|
Temperatura del depósito |
||||
|
Gravedad específica del gas |
||||
|
Tipo de bomba ESP |
||||
|
Entrega en modo óptimo en el agua. |
||||
|
Presión en modo óptimo sobre el agua. |
||||
|
Numero de pasos |
Tabla 10.2 - Características de la bomba
|
Tamaño estándar |
Numero de pasos |
Suministro de agua en modo óptimo. |
Presión en modo óptimo |
|
|
ESP5-130-1200 |
||||
|
2ETSN5-130-1200 |
||||
|
ESP5A-160-1100 |
||||
|
ESP5A-360-600 |
||||
|
1ETSN6-100-900рх |
||||
|
ESP6-100-1500 |
||||
|
ESP6-160-1100 |
||||
|
1ETSN6-160-1450 |
||||
|
2ETSN6-250-1050рх |
||||
|
ESP6-250-1400 |
||||
