Существующие методики подбора оборудования уэцн к скважине. Экспресс-методика подбора эцн к нефтедобывающей скважине. Анализ причин отказов ЭЦН

При подборе установок ЭЦН к нефтяным сква­жинам, осуществляемом с по­мощью «ручного» счета (калькуля­тор, программы в оболочке EXCEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени рас­че­та использо­вать некоторые дополнительные допущения и упрощения в ме­то­ди­ке подбора .

Основными среди этих допущений являются:

1. Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жид­кой фазе при дав­лениях, меньших давления насыщения.

2. Равномерное распределение нефтяной и водяной состав­ляющих в стол­бе откачиваемой жидкости на участке «забой сква­жины - прием на­соса» при любых величинах дебитов скважины.

3. Пренебрежение «скольжением» нефти в воде при движе­нии жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.

4. Тождество величин давлений насыщения в статических и дина­ми­чес­ких режимах.

5. Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, соп­ровождающийся снижением давления и выделением свободного га­за, является изотермическим.

6. Температура погружного электродвигателя считается не пре­вышаю­щей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаж­дающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в тех­нических условиях на ПЭД или в Руковод­стве по эксплуатации уста­­новок ЭЦН.

7. Потери напора (давления) при движении жидкости от за­боя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пре­неб­режимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие ис­ходные дан­ные:

1. Плотности, кг/м 3:

Сепарированной нефти;

Газа в нормальных условиях.

2. Вязкости, м 2 /с (или Па·с):

3. Планируемый дебит скважины, м 3 /сутки.

4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.

5. Газовый фактор, м 3 /м 3 .

6. Объемный коэффициент нефти, ед.

7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.

8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.

9. Пластовая температура и температурный градиент, °С, °С/м.

10. Коэффициент продуктивности, м 3 /МПа·сутки.

11. Буферное давление, МПа.

12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и тол­щи­на стенки), колонны НКТ (наружный диаметр и толщина стенки), насоса и пог­ружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последователь­ности;

1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважи­ны - прием на­со­са» с учетом упрощений:

где ρ н -плотность сепарированной нефти, кг/м 3 ;

ρ в - плотность пластовой воды,

ρ г - плотность газа в стандартных условиях;

Г - текущее объемное газосодержание;

b - обводненность пластовой жидкости,

2. Определяется забойное давление, при котором обеспечи­вается заданный дебит скважины:

,

где Р пл - пластовое давление;

Q - заданный дебит скважины;

К прод - коэффициентпродуктивности скважины.

3. Определяется глубина расположения динамического уров­ня при задан­ном дебите жидкости:

.

4. Определяется давление на приеме насоса, при котором га­зосодержание на входе в насос не превышает предельно-допу­стимое для данного региона и данного типа насоса (например - Г = 0,15):

,

(при показателе степени в зависимости разгазирования плас­товой жидкости m = 1,0).

где: Р нас - давление насыщения.

5. Определяется глубина подвески насоса:

6. Определяется температура пластовой жидкости на приеме насоса:

где Т пл - пластовая температура; G т - температурный градиент.

7. Определяется объемный коэффициент жидкости при дав­лении на входе в насос:

,

где В - объемный коэффициент нефти при давлении насы­щения; b - объем­ная обводненность продукции; Р пр - давление на входе в насос; Р нас - дав­ле­ние насыщения.

8. Вычисляется дебит жидкости на входе в насос:

.

9. Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:

,

где G - газовый фактор.

10. Определяется газосодержание на входе в насос:

.

11. Вычисляется расход газа на входе в насос:

.

12. Вычисляется приведенная скорость газа в сечении обсад­ной колонны на входе в насос:

где f скв - площадь сечения скважины на приеме насоса.

13. Определяется истинное газосодержание на входе в насос:

,

где С п - скорость всплытия газовых пузырьков, зависящая от обводненности про­дукции скважины (С п = 0,02 см/с при b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Определяется работа газа на участке «забои - прием насоса»:

.

15. Определяется работа газа на участке «нагнетание насоса - устье сква­жи­ны»:

,

где ;

.

Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья сква­жины и являют­­ся «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16. Определяется потребное давление насоса:

где L дин - глубина расположения динамического уровня; Р буф - буферное дав­ле­ние; P г1 - давление работы газа на участке «забой - прием насоса»; P г2 - дав­ление работы газа на участке «нагнетание насоса - устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давле­нию (напору на­со­са) и внутреннему диаметру обсадной колон­ны выбирается типоразмер пог­руж­ного центробежного насоса и определяются величины, характеризующие ра­боту этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в ре­жиме подачи, равной «0» (напор, мощность).

18. Определяется коэффициент изменения подачи насоса при работе на неф­те­водогазовой смеси относительно водяной харак­теристики:

где ν - эффективная вязкость смеси;

Q oB - оптимальная подача насоса на воде.

19. Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вяз­кос­­ти:

.

20. Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:

,

где f скв - площадь кольца, образованного внутренней стен­кой обсадной колон­ны и корпусом насоса.

21. Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q оВ - подача в оптимальном режиме по «водяной» харак­теристики насоса.

22. Определяется относительная подача на входе в насос в соответст­вую­щей точке водяной характеристики насоса:

.

23. Вычисляется газосодержание на приеме насоса с учетом газосепарации:

.

24. Определяется коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вяз­кости:

.

Для определения изменения напора и других показателей ра­боты цент­ро­беж­ных погружных насосов при вязкости жидко­сти, значительно отли­чаю­щей­ся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03-0,05 см 2 /с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени на­соса для учета влияния вязкости можно воспользоваться но­мограммой П.Д. Ляп­кова (рис. 5.162) .

Номограмма построена для пересчета характеристики насо­са, полученной при нагнетании воды, на характеристику при нагнетании однородной вязкой жид­кости. На номограмме пун­ктиром указаны кривые для пересчета харак­те­рис­тики насоса на работу его с эмульсией различной вязкости. Пунктирные кри­вые получены В.П. Максимовым.

Ограничение применения номограммы по содержанию в жид­кости газа для раз­личных типоразмеров насосов неодинаково. Но можно сказать, что при га­зо­со­держании 5 - 7 % и менее у первой ступени насоса влияние газа на работу на­соса можно не учитывать и можно пользоваться номограммой.

25. Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния га­за:

,

где .

26. Определяется напор насоса на воде при оптимальном ре­жиме:

Рис. 5.162. Номограмма для определения коэффициентов пересчета характеристики ЭЦН с учетом вязкости жидкости

27. Вычисляется необходимое число ступеней насоса:

где h ст - напор одной ступени выбранного насоса.

Число Z округляется до большего целочисленного значения и урав­ни­вает­ся со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если рас­чет­ное число ступеней оказывается больше, чем указанное в технической до­ку­ментации на выб­ранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать сле­дую­щий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повто­рим, расчет, на­чиная с п. 17

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в тех­ни­ческой характеристике, но их разность составляет не более 5 %, выбранный ти­­поразмер насоса оставляется для даль­нейшего расчета. Если стандартное чис­ло ступеней превышает расчетное на 10 %, то необходимо решение о разборке на­соса и изъятие лишних ступеней. Другим вариантом может быть реше­ние о при­менении дросселя в устьевом оборудовании.

Дальнейший расчет ведется с п. 18 для новых значений рабочей харак­те­рис­­тики.

28. Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

,

где η оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

29. Определяется мощность насоса:

30. Определяется мощность погружного двигателя:

.

31. Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жид­кости.

В скважинах с возможным фонтанированием или выбросом жидкости при сме­не скважинного насоса глушение осуществля­ется заливкой тяжелой жид­кос­ти (воды, воды с утяжелителями). При спуске нового насоса необходимо отка­чать насосом эту «тя­желую жидкость» из скважины, чтобы установка на­ча­ла рабо­тать на оптимальном режиме при отборе нефти. При этом сна­чала необ­хо­димо проверить мощность, потребляемую насосом в том случае, когда насос пе­ре­качивает тяжелую жидкость. В фор­мулу для определения мощности вво­дит­ся плотность, соответ­ствующая перекачиваемой тяжелой жидкости (для на­чаль­ного периода ее отбора).

При этой мощности проверяется возможный перегрев двига­теля. По уве­ли­че­нию мощности и перегреву определяется необ­ходимость комплектации уста­нов­ки более мощным двигателем.

По окончании отбора тяжелой жидкости проверяется вы­теснение тяжелой жид­кости из НКТ пластовой жидкостью, на­ходящейся в насосе. В этом случае дав­ление, создаваемое насо­сом, определяется характеристикой работы насоса на пластовой жидкости, а противодавление на выкиде - столбом тяжелой жид­кос­ти.

Необходимо проверить и вариант работы насоса, когда от­качка тяжелой жид­кости ведется не в трап, а на излив, если это допустимо по расположению сква­жины.

Проверка насоса и погружного двигателя на возможность от­качки тяжелой жид­кости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:

где ρ гл - плотность жидкости глушения.

При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:

.

Величина Н гл сравнивается с напором Н паспортной водяной харак­те­рис­ти­­ки насоса.

Определяется мощность насоса при освоении скважины:

.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении сква­жины:

.

32. Установка проверяется на максимально допустимую тем­пературу на прие­ме насоса:

где [Т] - максимально допустимая температура откачивае­мой жидкости на прие­­­ме погружного насоса.

33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально до­пустимой ско­рос­ти охлаждающей жидкости в кольцевом сече­нии, образованном внутренней по­верх­ностью обсадной колон­ны в месте установки погружного агрегата и вне­шней поверхно­стью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость по­то­ка откачиваемой жидкости:

где F = 0,785 (D 2 – d 2) - площадь кольцевого сечения;

D - внутренний диаметр обсадной колонны;

d - внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывает­ся больше ми­ни­мально допустимой скорости откачиваемой жид­кости [W ], тепловой режим пог­ружного двигателя считается нор­мальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое ко­ли­­чество жидкости глушения при выбранной глуби­не подвески, она (глубина под­­вески) увеличивается на ΔL = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, на­­чи­ная с п. 5. Величина ΔL зависит от наличия времени и возможностей вы­чис­ли­тель­ной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклиног­рам­ме проверяйся возможность установки насоса на выбранной глу­би­не (по темпу на­бора кривизны на 10 м проход­ки и по максимальному углу отк­ло­не­ния оси сква­жины от вер­тикали). Одновременно с этим проверяется воз­мож­ность спус­ка выбранного насосного агрегата в данную скважину и наи­бо­лее опас­ные участ­ки скважины, прохождение которых требует осо­бой осто­рож­нос­ти и ма­лых скоростей спуска при ПРС.

Необходимые для выбора установок данные по комплекта­ции установок, ха­рак­теристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов уста­новок даны как в настоящей кни­ге, так и в специальной литературе .

Для косвенного определения надежности работы погружного элект­род­ви­га­теля рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя су­щест­­венно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8 -10 °С выше рекомендо­ванной заводом-изготовителем снижает срок службы изо­­ляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вы­чис­ляют потери мощности в двигателе при 130 °С:

, (5.1)

где b 2 , с 2 и d 2 - расчетные коэффициенты (см. ); N н и η д.н. - номинальные мощ­ности и КПД электродвигателя соответственно. Перегрев двигателя опре­де­ляют по формуле:

. (5.2)

где b 3 и с 3 - конструктивные коэффициенты .

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэф­фициентом K t .

где b 5 - коэффициент (см. прил. 3 ).

Тогда потери энергии в двигателе (ΣN ) и его температура (t дв) будут равны:

(5.6)

Температура обмоток статора большинства двигателей не дол­жна быть боль­ше 130 °С. При несоответствии мощности выб­ранного двигателя той, ко­то­рая рекомендуется комплектовоч­ной ведомостью, выбирается двигатель дру­го­го типоразмера того же габарита. В некоторых случаях возможен выбор дви­га­те­ля большего габарита по диаметру, но при этом необходимы про­верка по­пе­реч­ного габарита всего агрегата и сопоставление его с внутренним диаметром обсад­ной колонны скважины.

При выборе двигателя необходимо учитывать температуру окружающей жид­кости и скорость ее потока. Двигатели рассчи­таны на работу в среде с тем­пе­ратурой до 90 °С. В настоящее время лишь один тип двигателя допускает по­вы­шение темпера­туры до 140 °С, дальнейшее же ее повышение снизит срок служ­­бы двигателя. Такое использование двигателя допустимо в осо­бых слу­чаях. Обычно желательно снизить его нагрузку для умень­шения перегрева обмо­точных проводов. Для каждого двигателя рекомендуется своя ми­ни­маль­ная скорость потока исходя из усло­вий его охлаждения. Эту скорость необхо­ди­мо проверить.

в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.

Периодический фонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин

На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.

Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005 году

1) Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.

2) Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).

3) Внедрение винтовых насосов импортного производства.

4) Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования

Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6–1,2) работают около 75% установок.

Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении

Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.

Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163, 785, 1059

Таблица 5.6. Перечень скважин с К подачи более 1,2

№№ скв.	Тип насоса	К подачи	Q жидкости	Р пласт,МПа	Н дин, м	Глубинаспуска насоса
702	ЭЦН 50–2100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650–2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ЭЦН-160– 2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850–2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ЭЦН-160–2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ЭЦН 25–2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ЭЦН 80–2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ЭЦН 50–2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ЭЦН 30–2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ЭЦН 125–2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ЭЦН 50–2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ЭЦН 160–2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ЭЦН 80–2100	1,4	72	16,1	1762	2080

В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП» этот показатель ниже и находится в пределах 330–350 сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.

На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.

На месторождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд – 332 скважины и, К отказ положительно уменьшился до 0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» К отказ. ЭЦН в это время составил 0,85 ед.

5.2 Анализ причин отказов ЭЦН

Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.

До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к – повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.

18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.

В 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования.

1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.

2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.

3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.

4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.

5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.

В 2004 г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °С.

По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы

Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:

Осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;

Особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости cКВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО «Новомет» г Премь);

На периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.

Для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО «ТТДН» г Тюмень);

Значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.

Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования

В 2004 г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. – 5.1.8.

Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.

Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН

Глубина спуска ЭЦН, м.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Более2400
Количество скважин, ед	15	55	65	120	40	25
Дебит по жидкости, м 3 /сут	190	120	100	95	75	67
Обводненность, %	96	86	66	54	47	35
Ср. отработанное время скважины в году, сут	342	329	350	346	338	337

Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.

Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.

Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.

Энергетическое состояние залежи

Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.

По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.

На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.

ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН

4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин,
оборудованных установками электрических погружных
центробежных насосов (УЭЦН)

Установки электрических погружных центробежных насосов от носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва ющей промышлен­ности России определяющую роль по объему до бываемой нефти. Они предна­значены для эксплуатации добываю щих скважин разной 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 суще ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия ют 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 су щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м 3 /сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Подбор типоразмера и комплектации УЭЦН для конкретной скважины, расчет ожидаемого технологического режима работы скважины и пара­метров погружного оборудования производятся как программным комплек­сом, интегрированным в корпоративную базу данных НПК «АЛЬФА», так и по методике, выбранной главным технологом (начальником ПТО) НГДУ и адаптированной к условиям данного месторождения (пласта).

Расчет оптимального режима работы скважины производится геологи­ческой службой НГДУ. По заданным геологом параметрам технологическая служба производит подбор типоразмера УЭЦН и параметров погружного оборудования в ПК «Автотехнолог», адаптированного к условиям место­рождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за расчет ожидаемого дебита при ожидаемом дина­мическом уровне, достоверность информации и полноту занесения в базу данных НПК «Альфа» результатов исследования скважин несет ведущий геолог ЦДНГ. Ответственность за правильный подбор типоразмера насоса и определение глубины спуска несет технолог ЦДНГ.

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

– использование фактического коэффициента продуктивности, опти­мального отбора жидкости из скважины при соблюдении условия непревы­шения максимально допустимой депрессии на пласт и проектом разработки месторождения;

– удельный вес откачки жидкости глушения при выводе на режим для обеспечения подачи пластовой жидкости при ожидаемых динамиче­ском уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте и нефтесборном коллекторе до ДНС, работы ЭЦН в зоне оптимального режима (0,8÷1,2 Q ном );

^t

Возможность изменения производительности УЭЦН с использованием
станции управления с частотным преобразователем (СУсЧП).

Для скважин с содержанием воды в добываемой продукции более 90% погружение под динамический уровень УЭЦН должно быть не более 400 метров.

Критические дебиты (депрессии) каждой конкретной скважины в во­доплавающих и газонефтяных залежах определяются отделом разработки НГДУ (геологом ЦДНГ) на основании опыта эксплуатации скважин с иден­тичными геолого-техническими характеристиками призабойной зоны.

В месте подвески погружного агрегата кривизна ствола скважины не должна превышать:

Для УЭЦН-5 габарита по формуле: a = 2arcsin ^P s: ,

где: а- кривизна ствола скважины в месте подвески УЭЦН, градус/10 м;

S - зазор между внутренним диаметром обсадной колонны и макси­мальным диаметральным габаритом установки, м;

L - длина установки от нижнего торца компенсатора до верхнего торца насоса, м;

Для УЭЦН-5 при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -6 минут на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -12 минут на 10 метров;

Для УЭЦН-5А при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм -3 минуты на 10 метров, при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм -6 минут на 10 метров;

При отсутствии участков с указанной интенсивностью искривления выбирается участок с минимальной для данной скважины ее величиной и согласовывается с главным инженером НГДУ.

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, пре­вышающей 2 0 /10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана не­обходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

В зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали не должно превышать 60 градусов.

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не долж­но превышать 20 МПа (200 кгс/см 2).

Конструкция колонны НКТ должна обеспечивать прочность подвески при заданной глубине спуска и конструкции скважины.

Погружение насоса под динамический уровень определяется содер­жанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса: до 25% - без газового сепаратора, 25-55% -с газовым сепаратором, до 68% - с газосепаратором-диспергатором, до 75% - с отечественной или импортной мультифазной системой.

Технические требования к перекачиваемой среде - пластовой жидкости (смеси нефти, попутной воды, минеральных примесей и нефтяного газа):

Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1 400 кг/м 3 ;

Газовый фактор (Гф) - до 110 м 3 /м 3 ;

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

– водородный показатель попутной воды (pH) – 6,0–8,5;

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

В комплекте подвески УЭЦН допускается применение дополнительных вспомогательных элементов только заводского исполнения или изготов­ленных по стандартам ОАО «Сургутнефтегаз».

Максимальная температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата не должна превышать паспортных данных ПЭД и кабельных удлинителей, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз». При рас­четных ожидаемых величинах условий эксплуатации на приеме насоса по температуре более +120 °С технологом ЦДНГ в заявке на оборудо­вание ЦБПО ЭПУ указывается необходимая комплектация оборудования по теплостойкости.

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

1. Плотность смеси на участке «забой скважины – прием насоса»:

■ с

(р Ь + р (1 - Ь)) (1 - F) + p F.

где: ρ н – плотность сепарированной нефти, кг/м 3 , ρ в – плотность пластовой воды, ρ г – плотность газа в стандартных условиях, Г – текущее объемное газосодержание, b – обводненность пластовой жидкости.

2. Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

где: Р пл – пластовое давление,

Q – заданный дебит скважины,

К прод – коэффициент продуктивности скважины.

3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Техника и технология добычи нефти

4. Давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно допустимое для данного региона (напри­мер: F= 0,15):

Р = Р. (I - Г).,

где к - степень кривой разгазирования.

5. Глубина подвески насоса:

где: B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, b – объемная обводненность продукции,

14. Работа газа на участке «забой – прием насоса»:

Величины с индексом «буф » относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием и т.д.

16. Потребное давление насоса:

где: L дин – глубина расположения динамического уровня;

P буф – буферное давление;

P Г1 – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

P Г2 – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

17. По величине подачи насоса на входе, потребному давлению (напору насоса) и внутреннему диаметру обсадной колонны выбираем типоразмер погружного центробежного (или винтового, диафрагменного) насоса и определяем величины, характеризующие работу этого насоса в оптималь­ном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи, равной 0 (напор, мощность).

18. Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики:

где: ν – эффективная вязкость смеси;

Q o В – оптимальная подача насоса на воде.

24. Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости:

где h - напор одной ступени выбранного насоса.

с г

Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравни­вается со стандартным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. Если расчетное число ступеней оказывается больше, чем указанное в тех­нической документации на выбранный типоразмер насоса, то необходимо выбрать следующий стандартный типоразмер с большим числом ступеней и повторить расчет, начиная с п.17.

Если расчетное число ступеней оказывается меньше, чем указанное в технической характеристике, но их разность составляет не более 5%, вы­бранный типоразмер насоса оставляется для дальнейшего расчета. Если стандартное число ступеней превышает расчетное на 10%, то необходимо решение о разборке насоса и изъятии лишних ступеней. Дальнейший расчет ведется с п.18 для новых значений рабочей характеристики.

28. КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы:

V - /Ci." K w " fCijr,

где ri o6 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

Техника и технология добычи нефти

29. Мощность насоса:

где: η ПЭД – КПД погружного электродвигателя,

cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.

31. Проверяем насос и погружной двигатель на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины:

Ргл=Ргл

1_. р +р +р

■- П буф Г заб ^ ПЛ "

где ρ ГЛ – плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

Величина Н ГЛ сравнивается с паспортной водяной характеристики. Определяем мощность насоса при освоении скважины:

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

32. Проверяем установку на максимально допустимую температуру на приеме насоса:

Т> [Т]

где [T ] – максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса.

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

33. Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчи­тываем скорость потока откачиваемой жидкости:

где: F = 0,785 ■ - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; cf- внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требу­емое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на л! = 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина &L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклино-грамме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу от­клонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

После окончательного подбора глубины спуска скважинного агрегата выбирается тип кабеля (по рабочему току и температуре откачиваемой жидкости) и типоразмер трансформатора (по рабочему току и напряже­нию). После окончания подбора оборудования определяется мощность, потребляемая установкой:

NnoTP = N n s n + AN KAB + AN Tp ,

где: aWjus= - ~ "" : - потери мощности в кабеле

/- рабочий ток ПЭД, Л; L - длина токопроводящего кабеля, м;

p t - сопротивление погонного метра кабеля при рабочей температуре, Ом/м ■ мм 2 ;

S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм 2 ;

Д Л/ т = (1 - Ti) (Л/ тп + A AL) - потери мощности в трансформаторе,

г] тр - КПД трансформатора.

Под подбором УЭЦН к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы “нефтяной пласт - скважина - насосная установка” и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти. Вначале устанавливают необходимые исходные данные: выбирают уравнение притока; определяют свойства нефти, воды, газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины; конструкцию эксплуатационной обсадной колонны. Глубину спуска насоса L H находят с учетом расходного газо­содержания нефтегазового потока на входе р вх по методике, сходной с методикой определения глубины спуска штангового насоса. Для этого строят кривые распре­деления давления и расходного газосодержания потока р вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравне­нию притока для известного дебита (соответственно кривые / и 3 на рис. VIII. 18). Расходное газосодержание потока - отношение объемного расхода V газа на участке к общему расходу смеси газа и жидкости q - определяют по формуле β=V/(V+q). По кривой 3 (см. рис. VIII.18) оценивают предварительную глу­бину спуска насоса (по допустимым значениям объемного га­зосодержания на приеме насоса; p BX = 0,05-f-0,25) и давление рв х (по кривой /). Упомянутые пределы расходного газосодер­жания на входе в насос установлены по данным испытаний УПЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если β вх = 0÷0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если β вх = 0,25÷0,3, то происходит срыв подачи насоса. Практически целесообразно давление на приеме насоса не менее 1-1,5 Мпа. Для определения давления на выкиде насоса р„ык, т. Е. в са­мом нижнем сечении НКТ, рассчитывают распределение дав­ления в трубах также шагами сверху вниз от известного устье­вого давления р у, равного давлению в системе сбора (см. рис. VIII.18, кривая 2). В этом случае учитывают частичную сепарацию газа * у приема насоса, который движется вверх по кольцевому пространству, минуя насос, и через обратный клапан отводится в выкидную линию.

При расчете распределения давления в НКТ их диаметр d устанавливают с учетом дебита:

Необходимо отметить, что по найденным значениям р с и заданному дебиту Qжсу при стандартных условиях еще нельзя выбрать целесообразную характеристику насоса с достаточной точностью, ибо в заводских характеристиках, строящихся по данным процесса откачки воды, не учитывается влияние свойств газожидкостных смесей и термодинамических условий работы насосных агрегатов. Фактический расход жидкости че­рез насос будет отличаться от заданных значений Qжсу в связи с тем, что в жидкости, откачиваемой насосом, может раство­риться большое количество газа. Жидкость, омывая электро­двигатель, нагревается. Кроме того, в ней содержится неко­торое количество свободного газа и эти факторы способствуют существенному увеличению объема газожидкостной смеси (ГЖС), проходящей через насос (по сравнению с заданным дебитом при стандартных условиях Qжсу). Следует учитывать, что расход ГЖС по длине насоса в связи с ростом давления к выкиду и с уменьшением коли­чества свободного газа в жидкости оказывается непостоянным. В свою очередь, свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса.Также в связи с быстрым расширением областей их примене­ния в нефтяной промышленности - в системах поддержания пластового давления (с подачей до 3000 м 3 /сут при напоре до 2000 м), для подъема воды из водозаборных и артезианских скважин, для раздельной эксплуатации нескольких пластов одной сеткой скважин.

Система разработки. Основные понятия разработки.

Разработка нефтяных месторождений – многопараметровый процесс каждое технологическое звено этого процесса должно работать в оптимальном режиме, что в свою очередь создает иерархию критериям оптимизации. В таких условиях необходимо выявить стратегический успех в процессе разработки месторождений и определить главные критерии. Системы разработки – совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объект разработки, последовательность и темп их разбуривания и обустройства, наличие или отсутствие воздействия на пласт, число, соотношение и расположение добы­вающих и нагнетательных скважин, число резервных скважин, управление процессом разработки, охрана недр и окружающей среды. Всякую систему разработки можно классифицировать по 2 основным признакам :1).По наличию или отсутствию воздействия на пласт. 2) По системе расстановки скважин. Каждую систему разработки можно характеризовать следующими параметрами: 1) Коэффициент плотности сетки скважин – Sс, Sс =F/n.[га/КВ] ; F – ппощадь месторождения; n – число скважин;2).Параметр Крылова Nкр.= Vнач.извлек.зап./n, [т.тонн], т.е. извлекаемые запасы приходящиеся на 1 скважину; 3) Параметр интенсивности системы разработки Wинт.=n НАГН./n ДОБЫВ. (1;0,5;0,3); 4). Параметр резервных скважин Wрез.=n РЕЗ./n ОБЩ. (0,1-0,3). Выбор системы разработки. Выбор зависит от следующих факторов:1 .Природно-климатических условий; 2.Размер и конфигурация залежи нефти; З. Геологическая особенность строения; 4.Неоднородность продуктивных пластов; 5. Физическое состояние углеводородов; 6. Наличие ресурсов рабочих агентов; 7. Естественный режим залежей; 8.Свойства нефти.

Система разработки без воздействмя на пласт. Разработка осуществляется в следующих случаях: 1). Когда естественный энергетический баланс залежи восполняется естественным образом и разработка эффективно осуществляется за счет приро­дных источников энергии; 2). Отсутствие рабочего агента. З). Когда разработка с воздействием является не эффективной. При разработке залежи без воздействия на пласт на режиме истощения (упругий, режим растворенного газа) добывающие скважины, располагаются на площади по равномерным сеткам, прямоугольным или квадратным.

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, в узком, конкретном значении, понимается определение типоразмера или типоразмеров установок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт -- скважина -- насосная установка» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но в конечном итоге все они должны быть направлены на один конечный результат -- минимизацию себестоимости единицы продукции - тонны нефти.

Подбор установок центробежных насосов к нефтяным скважинам ведется по алгоритмам, в основу которых положены многократно апробированные в нефтяной промышленности положения и результаты работ, посвященных изучению фильтрации жидкости и газа в пласте и призабойной зоне пласта, движению газо-водо-нефтяной смеси по не обсадных труб, законам изменения газосодержания, давления, плотности, вязкости и т.д., изучению теория работы центробежных погружных агрегатов, в первую очередь -- скважинных центробежных насосов, на реальной пластовой жидкости.

В настоящей главе рассмотрены основные положения методики подбора УЭЦН к нефтяным скважинам.

Работы по созданию методик подбора УЭЦН к скважинам начались практически одновременно с созданием самих установок ЭЦН.

Основной принцип подбора УЭЦН к нефтяной скважине состоит в обеспечении нормированного дебита скважины с минимальными затратами, учитывающими и капитальные и эксплуатационные расходы и надёжность оборудования.

При создании настоящей методики был изучен и по возможности использован опыт, накопленный нефтяниками в течение многолетней эксплуатации электронасосов. Был выполнен ряд оригинальных исследований, позволивших в итоге дать аналитическое описание системы «скважина-насос - лифт-жидкость».

Учёт надёжности производится по рассчитываемой температуре ПЭД. Таким образом безусловно целесообразным вариантом выбора насоса является тот, для которого газосодержание велико, а затраты и температура ПЭД малы.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отдать предпочтение варианту с большими затратами, но с меньшей температурой ПЭД, что в итоге может дать снижение затрат из-за резкого повышения надёжности установки.

Выбранный типоразмер насоса должен отвечать условиям освоения скважины, заглушенной водой. Это условие определяется необходимым для возбуждения скважины снижением уровня воды и напором, который может развить насос при минимальной необходимой для освоения скважины и охлаждения электродвигателя при отборе жидкости.

Очевидно, напор потребный для освоения скважины превысит напор в установившемся режиме работы скважины, особенно при откачке безводной газированной нефти. Совпадение установившегося режима работы скважины с оптимальным режимом насоса обеспечивает максимальный к.п.д. насоса. Совпадение оптимального режима насоса с режимом освоения приводит к смещению установившегося режима вправо от оптимума и к снижению к.п.д. насоса.

Для применяемого ряда типоразмера насосов отношение максимального напора к оптимальному на воде находится в пределах 1,2ч1,5.

Где - необходимое для освоения снижение уровня воды в скважине от устья; - глубина фильтра; - пластовое давление; - минимально необходимая депрессия на пласт, обеспечивающая освоение скважины; - давление на буфере скважины; к - коэффициент зависящий от конкретного типоразмера ()

При применении пакеров-отсекателей, исключающих глушение скважины водой, указанное ограничение может быть снято.

Все необходимые исходные характеристики жидкости, скважины, лифта, насоса и системы сбора представлены в таблице 10.1, Характеристики насосов даны в таблице 10.2.

1. Определить удельный вес пластовой жидкости

где - удельный вес сепарированной нефти, т/м3; - удельный вес газа, т/м3; - пластовый газовый фактор, м3/м3; - удельный вес воды, т/м3; - обводнённость объёмная; д.ед.; - объёмный коэффициент нефти

2. Определить забойное давление

где - пластовое давление, атм; - дебит жидкости проектный, м3/сут; - коэффициент продуктивности, м3/сут;

3. Определить работу газа в лифте

где - диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм; - буферное давление, атм.

4. Определить давление, развиваемое насосом

где - глубина пласта, м; - буферное давление, атм;- работа газа в НКТ, м3/м2;

5. Определить коэффициент давления

где - поправочный коэффициент, учитывающий изменение коэффициента давления от числа ступеней Z.

• - оптимальное давление на воде подбираемого насоса, кг/см2;
• 6. Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях мерника

где -оптимальная подача на воде подбираемого насоса, м3/сут;

• 7. Для заданной обводнённости b=0,8 по относительной подаче, полученной в пункте 6, и по коэффициенту давления, рассчитанному в пункте 6 определяем газосодержание на входе в насос.
• * Величина должна лежать при заданном значении коэффициента подачи в пределах поля, соответствующего подаче по воде в диапазоне 0,7ч1,2 (от оптимальной).

При отсутствии решения в этой области допускается принимать значения коэффициента подачи, дающие величину коэффициента давления в области ограниченной пунктирными линиями, соответствующей подаче на воде в диапазоне 0,5ч1,4 (от оптимальной)

Находим значение газосодержания равным 0,07.

• 8. Определить коэффициент М, учитывающий изменение газосодержания с обводнённостью.
• 9. Найти величину коэффициента из выражения:

где - давление насыщения, атм; - атмосферное давление, атм;

Решая данное уравнение, находим равным 0,441.

• 10. Определить давление на входе в насос
• 11. Определить подвеску насоса, исходя из условия отсутствия «водяной подушки» на забое

где - давление на входе в насос, атм

Исходя из расчетов я выбираю УЭЦН5-130-600,так как он является оптимальным для месторождения Узень.

Таблица 10.1 - Исходные данные для подбора ЭЦН

	Замеренные и отчётные данные	Обозначение	Размерность	Значение
	Удельный вес сепарированной нефти
	Вязкость нефти в пласте
	Обводнённость объёмная
	Газовый фактор
	Удельный вес воды
	Объёмный коэффициент нефти
	Давление насыщения
	Пластовое давление
	Глубина пласта (для вертикальных скважин глубина фильтра)
	Коэффициент продуктивности
	Буферное давление
	Дебит жидкости проектный
	Диаметр лифта
	Температура пласта
	Удельный вес газа
Тип насоса ЭЦН
	Подача на оптимальном режиме на воде
	Давление на оптимальном режиме на воде
	Число ступеней

Таблица 10.2 - Характеристики насосов

Типоразмер	Число ступе-ней		Подача воды на оптималь-ном режиме	Давление на оптимальном режиме
ЭЦН5-130-1200
2ЭЦН5-130-1200
ЭЦН5А-160-1100
ЭЦН5А-360-600
1ЭЦН6-100-900рх
ЭЦН6-100-1500
ЭЦН6-160-1100
1ЭЦН6-160-1450
2ЭЦН6-250-1050рх
ЭЦН6-250-1400