La selectarea instalațiilor ESP pentru puțuri de petrol, efectuate cu ajutorul calculelor „manuale” (calculator, EXCEL, programe shell ACCESS), este necesar să se utilizeze câteva ipoteze și simplificări suplimentare în metodologia de selecție pentru a reduce timpul de introducere a datelor și de calcul.
Cheia dintre aceste ipoteze sunt:
1. Distribuția uniformă a micilor bule de gaz în faza lichidă la presiuni sub presiunea de saturație.
2. Distribuția uniformă a componentelor uleiului și apei în coloana de lichid pompat în secțiunea „fundul puțului - admisie pompă” la orice debit de sondă.
3. Neglijarea „alunecării” uleiului în apă atunci când fluidul se mișcă de-a lungul carcasei și șirului de țevi.
4. Identitatea valorilor presiunii de saturație în modurile static și dinamic.
5. Procesul de deplasare a fluidului de la fundul puțului la admisia pompei, însoțit de o scădere a presiunii și de eliberare de gaz liber, este izoterm.
6. Se consideră că temperatura motorului electric submersibil nu depășește temperatura normală de funcționare dacă viteza de deplasare a lichidului de răcire de-a lungul pereților motorului submersibil nu este mai mică decât cea recomandată în specificațiile tehnice pentru motorul submersibil sau în Manual de utilizare pentru instalațiile ESP.
7. Pierderile de înălțime (de presiune) atunci când fluidul se deplasează de la fundul sondei la admisia pompei și de la zona de injecție a pompei la capul sondei sunt neglijabile în comparație cu presiunea pompei.
Pentru a selecta un ESP, sunt necesare următoarele date inițiale:
1. Densitate, kg/m 3:
Ulei separat;
Gaz în condiții normale.
2. Vâscozitate, m 2 /s (sau Pa s):
3. Producția sondă planificată, m 3 /zi.
4. Reducerea apei de producție a formațiunii, fracții dintr-o unitate.
5. Factor de gaz, m 3 / m 3.
6. Coeficientul volumetric al uleiului, unități.
7. Adâncimea de formare (găuri de perforare), m.
8. Presiunea rezervorului și presiunea de saturație, MPa.
9. Temperatura rezervorului și gradientul de temperatură, °C, °C/m.
10. Coeficient de productivitate, m 3 / MPa zi.
11. Presiunea tampon, MPa.
12. Dimensiunile geometrice ale carcasei (diametrul exterior și grosimea peretelui), șirul de tuburi (diametrul exterior și grosimea peretelui), pompa și motorul submersibil (diametrul exterior), mm.
Selectarea unei instalații ESP se realizează în următoarea secvență;
1. Densitatea amestecului este determinată în secțiunea „fundul puțului - admisie pompă”, ținând cont de simplificări:
Unde ρ n este densitatea uleiului separat, kg/m3;
ρ c - densitatea apei de formare,
ρ g - densitatea gazului în condiții standard;
G - continutul volumetric curent de gaz;
b- tăierea cu apă a fluidului de formare,
2. Se determină presiunea în fundul găurii la care se asigură debitul specificat al sondei:
,
Unde R pl - presiunea rezervorului;
Q- debitul sondei specificat;
LA prod - coeficient de productivitate puţ.
3. Adâncimea nivelului dinamic este determinată la un debit de lichid dat:
.
4. Se determină presiunea de admisie a pompei la care conținutul de gaz la admisia pompei nu depășește maximul permis pentru o anumită regiune și un anumit tip de pompă (de exemplu - G = 0,15):
,
(cu un exponent în funcție de degazarea fluidului de formare m = 1,0).
Unde: R us - presiunea de saturație.
5. Adâncimea suspensiei pompei este determinată:
6. Temperatura fluidului de formare la admisia pompei se determină:
Unde T pl - temperatura rezervorului; G t - gradient de temperatură.
7. Coeficientul volumetric al lichidului se determină la presiunea la intrarea pompei:
,
Unde ÎN- coeficientul volumetric al uleiului la presiunea de saturație; b- taiere volumetrica a produselor; R pr - presiunea la admisia pompei; R us - presiunea de saturație.
8. Debitul de fluid la admisia pompei se calculează:
.
9. Se determină cantitatea volumetrică de gaz liber la admisia pompei:
,
Unde G- factor de gaz.
10. Conținutul de gaz la admisia pompei se determină:
.
11. Calculați debitul de gaz la admisia pompei:
.
12. Calculați viteza redusă a gazului în secțiunea carcasei la admisia pompei:
Unde f puț - aria secțiunii transversale a puțului la admisia pompei.
13. Conținutul real de gaz la admisia pompei este determinat:
,
Unde CU n este rata de urcare a bulelor de gaz, în funcție de tăierea apei din producția sondei ( CU n = 0,02 cm/s la b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).
14. Lucrarea gazului în secțiunea „față - admisie pompă” este determinată:
.
15. Lucrarea gazului în secțiunea „injecție pompă - cap de sondă” este determinată:
,
Unde 
;
.
Valorile cu indicele „tampon” se referă la secțiunea capului sondei și sunt presiunea „tampon”, conținutul de gaz etc.
16. Se determină presiunea necesară a pompei:
Unde L din este profunzimea nivelului dinamic; R buf - presiunea tampon; P g1 - presiunea de funcționare a gazului în secțiunea „găura inferioară - admisie pompă”; P g2 este presiunea de funcționare a gazului în secțiunea „descărcare pompe - cap de sondă”.
17. Pe baza debitului pompei la intrare, a presiunii necesare (presiunea pompei) și a diametrului interior al carcasei, se selectează dimensiunea standard a pompei centrifuge submersibile și valorile care caracterizează funcționarea acestei pompe în se determină modul optim (debit, presiune, eficiență, putere) și în modul de alimentare egal cu „0” (presiune, putere).
18. Se determină coeficientul de modificare a debitului pompei la funcționarea pe un amestec ulei-apă-gaz în raport cu caracteristica apei:
Unde ν - vascozitatea efectiva a amestecului;
Q oB - debitul optim al pompei pe apă.
19. Se calculează coeficientul de modificare a randamentului pompei datorită influenței vâscozității:
.
20. Se calculează coeficientul de separare a gazelor la admisia pompei:
,
Unde f bine - zona inelului formată de peretele interior al carcasei și carcasa pompei.
21. Debitul relativ de fluid la admisia pompei este determinat:
Unde Q oV - alimentare în regim optim în funcție de caracteristicile „apă” ale pompei.
22. Debitul relativ la admisia pompei se determină în punctul corespunzător din caracteristicile apei pompei:
.
23. Conținutul de gaz la admisia pompei se calculează ținând cont de separarea gazelor:
.
24. Se determină coeficientul de modificare a presiunii pompei datorită influenței vâscozității:
.
Pentru a determina modificările presiunii și alți indicatori de performanță ai pompelor submersibile centrifuge cu o vâscozitate lichidă semnificativ diferită de vâscozitatea apei și vâscozitatea uleiului devonian în condiții de rezervor (mai mult de 0,03-0,05 cm 2 /s) și un conținut de gaz nesemnificativ la prima etapă pompa de admisie pentru a ține cont de influența vâscozității, puteți utiliza nomograma P.D. Lyapkova (Fig. 5.162).
Nomograma a fost construită pentru a converti caracteristicile pompei obținute la pomparea apei în caracteristicile la pomparea unui lichid vâscos omogen. Linia punctată de pe nomogramă arată curbele pentru recalcularea caracteristicilor pompei pentru a funcționa cu emulsii de diferite vâscozități. Curbele punctate au fost obținute de V.P. Maximov.
Limitarea utilizării nomogramei pentru conținutul de gaz din lichid nu este aceeași pentru diferite dimensiuni standard ale pompelor. Dar putem spune că atunci când conținutul de gaz este de 5 - 7% sau mai puțin la prima etapă a pompei, influența gazului asupra funcționării pompei poate fi ignorată și poate fi utilizată o nomogramă.
25. Coeficientul de modificare a presiunii pompei se determină ținând cont de influența gazului:
,
Unde 
.
26. Presiunea pompei pe apă este determinată în modul optim:
Orez. 5.162. Nomogramă pentru determinarea factorilor de conversie pentru caracteristicile ESP luând în considerare vâscozitatea lichidului
27. Se calculează numărul necesar de trepte de pompă:
Unde h st - presiunea unei trepte a pompei selectate.
Numărul Z este rotunjit la o valoare întreagă mai mare și egalizat cu numărul standard de trepte ale mărimii pompei selectate. Dacă numărul estimat de trepte se dovedește a fi mai mare decât cel specificat în documentația tehnică pentru dimensiunea pompei selectate, atunci trebuie să selectați următoarea dimensiune standard cu un număr mai mare de trepte și să repetați calculul începând de la punctul 17.
Dacă numărul estimat de etape se dovedește a fi mai mic decât cel specificat în specificațiile tehnice, dar diferența lor nu este mai mare de 5%, dimensiunea pompei selectate este lăsată pentru calcule suplimentare. Dacă numărul standard de trepte îl depășește pe cel calculat cu 10%, atunci este necesară o decizie de dezasamblare a pompei și de îndepărtare a treptelor suplimentare. O altă opțiune poate fi să luați în considerare utilizarea unui sufoc în echipamentul capului puțului.
Calcule suplimentare sunt efectuate de la punctul 18 pentru noile valori ale caracteristicii de funcționare.
28. Eficiența pompei este determinată ținând cont de influența vâscozității, a gazului liber și a modului de funcționare:
,
Unde η oB - randamentul maxim al pompei pentru caracteristicile apei.
29. Puterea pompei se determină:
30. Puterea motorului submersibil se determină:
.
31. Verificarea capacității pompei de a extrage lichid greu.
În puțurile cu posibil debit sau eliberare de lichid la schimbarea pompei sondei, uciderea se efectuează prin turnarea de lichid greu (apă, apă cu agenți de greutate). Când coborâți o nouă pompă, este necesar să pompați acest „lichid greu” din puț, astfel încât instalația să înceapă să funcționeze în modul optim la extragerea uleiului. În acest caz, trebuie mai întâi să verificați puterea consumată de pompă atunci când pompa pompează lichid greu. Formula de determinare a puterii include densitatea corespunzătoare lichidului greu pompat (pentru perioada inițială a selecției acestuia).
La această putere se verifică posibila supraîncălzire a motorului. O creștere a puterii și supraîncălzirea determină necesitatea dotării instalației cu un motor mai puternic.
La finalizarea extragerii fluidului greu, se verifică deplasarea fluidului greu din tub de către fluidul de formare din pompă. În acest caz, presiunea creată de pompă este determinată de caracteristicile funcționării pompei pe fluidul de formare, iar contrapresiunea la refulare este determinată de coloana de fluid greu.
De asemenea, este necesar să se verifice opțiunea de funcționare a pompei, atunci când lichidul greu este pompat nu în canalizare, ci în gura de scurgere, dacă acest lucru este permis în funcție de locația puțului.
Verificarea pompei și a motorului submersibil pentru posibilitatea de a pompa lichid greu (lichid ucident) în timpul dezvoltării puțului se efectuează conform formulei:
Unde ρ hl - densitatea fluidului de distrugere.
În acest caz, presiunea pompei în timpul dezvoltării sondei este calculată:
.
Magnitudinea N gl este comparat cu presiunea N caracteristicile apei de pașaport ale pompei.
Puterea pompei este determinată în timpul dezvoltării sondei:
.
Puterea consumată de un motor electric submersibil în timpul dezvoltării puțului:
.
32. Instalația se verifică pentru temperatura maximă admisă la admisia pompei:
unde [T] este temperatura maximă admisă a lichidului pompat la admisia pompei submersibile.
33. Instalația se verifică pentru îndepărtarea căldurii la viteza minimă admisă a lichidului de răcire în secțiunea inelară formată din suprafața interioară a carcasei la locul de instalare a unității submersibile și suprafața exterioară a motorului submersibil, pentru care calculăm debitul lichidului pompat:
Unde F = 0,785 (D 2 – d 2) - zona secțiunii inelare;
D- diametrul interior al carcasei;
d- diametrul exterior al motorului.
Dacă debitul lichidului pompat W se dovedește a fi mai mare decât viteza minimă admisă a lichidului pompat [ W], regimul termic al motorului submersibil este considerat normal.
Dacă unitatea de pompare selectată nu poate extrage cantitatea necesară de lichid de distrugere la adâncimea suspensiei selectată, aceasta (adâncimea suspensiei) este mărită cu Δ L= 10 - 100 m, după care se repetă calculul începând de la punctul 5. Valoarea Δ L depinde de disponibilitatea timpului și de capacitățile de calcul ale calculatorului.
După determinarea adâncimii de suspensie a unității de pompă folosind o inclinogramă, verificați posibilitatea instalării pompei la adâncimea selectată (după rata câștigului de curbură la 10 m de penetrare și unghiul maxim de abatere a axei sondei față de verticală). ). În același timp, se verifică posibilitatea coborârii unității de pompare alese într-un puț dat și a celor mai periculoase secțiuni ale puțului, a căror trecere necesită o îngrijire specială și viteze scăzute de coborâre în timpul PRS.
Datele necesare pentru selectarea instalațiilor pe setul complet de instalații, caracteristicile și parametrii principali ai pompelor, motoarelor și altor componente ale instalațiilor sunt date atât în această carte, cât și în literatura de specialitate.
Pentru a determina indirect fiabilitatea unui motor electric submersibil, se recomandă evaluarea temperaturii acestuia, deoarece supraîncălzirea motorului reduce semnificativ durata de funcționare a acestuia. O creștere a temperaturii înfășurării cu 8 -10 °C peste cea recomandată de producător reduce durata de viață a unor tipuri de izolație de 2 ori. Se recomandă următoarea procedură de calcul. Calculați pierderea de putere în motor la 130 °C:
, (5.1)
Unde b 2 , Cu 2 și d 2 - coeficienți calculați (vezi); N n și η Doctor în științe - puterea nominală și respectiv randamentul motorului electric. Supraîncălzirea motorului este determinată de formula:
. (5.2)
Unde b 3 și Cu 3 - coeficienți de proiectare.
Datorită răcirii, pierderile în motor scad, ceea ce este luat în considerare de coeficientul K t.
Unde b 5 - coeficient (vezi anexa 3).
Apoi pierderea de energie din motor (Σ N) și temperatura acestuia ( t dc) va fi egală:
(5.6)
Temperatura înfășurărilor statorice ale majorității motoarelor nu trebuie să depășească 130 °C. Dacă puterea motorului selectat nu se potrivește cu cea recomandată în lista de alegere, este selectat un motor de o dimensiune diferită de aceeași dimensiune. În unele cazuri, este posibil să selectați un motor cu un diametru mai mare, dar în acest caz este necesar să verificați dimensiunea transversală a întregii unități și să o comparați cu diametrul interior al carcasei puțului.
Atunci când alegeți un motor, este necesar să luați în considerare temperatura fluidului din jur și debitul acestuia. Motoarele sunt proiectate pentru a funcționa în medii cu temperaturi de până la 90 °C. În prezent, un singur tip de motor permite o creștere a temperaturii de până la 140 ° C, iar o creștere suplimentară a temperaturii va reduce durata de viață a motorului. Această utilizare a motorului este permisă în cazuri speciale. De obicei, este de dorit să se reducă sarcina pentru a reduce supraîncălzirea firelor de înfășurare. Fiecare motor are un debit minim recomandat în funcție de condițiile sale de răcire. Această viteză trebuie verificată.
c) erori în alegerea echipamentelor din cauza insuficientei informații geologice.
Stocul periodic pentru UNP-1 a scăzut cu 18 sonde
La 3 godeuri, acestea au fost aduse în mod constant folosind NPS, la 15 godeuri, prin modificarea dimensiunii standard a ESP și 34 de godeuri au fost transferate în PPD.
Măsuri de reducere a fondului periodic în 2005
1) Formarea unui sistem de inundare (transferul a 20 de sonde la menținerea presiunii rezervorului.
2) Optimizarea modului de funcționare al puțurilor cu ESP (scăderea unităților de capacitate redusă.).
3) Introducerea pompelor cu șurub importate.
4) Continuați implementarea ESP cu TMS pentru a preveni erorile în selectarea echipamentelor
Coeficientul de alimentare ESP variază de la 0,1 la 1,7 (Tabelul 5.5.). Aproximativ 75% dintre instalații funcționează în modul aproape de optim (capacitate = 0,6–1,2).
Tabelul 5.5. Distribuția coeficientului de furaj ESP la câmpul Khokhryakovskoye
Dintre cele 49 de puțuri care funcționează cu un debit de 0,1 până la 0,4, numărul principal (25 de puțuri) sunt în funcționare periodică. Pentru puțurile nr. 154, 278, 1030, 916, 902 și 3503, se recomandă auditarea echipamentelor și tubulaturii subterane.
Lista puțurilor care funcționează cu un debit mai mare de 1,2 este dată în tabelul 3.6.7. Dintre acestea, sondele nr. 130, 705, 163, 785, 1059 au fost optimizate pentru o dimensiune ESP mai mare.
Tabelul 5.6. Lista puțurilor cu K furnizează mai mult de 1,2
| Ei bine, nu. | Tip pompa | A inregistra, a valida | Q lichid | Stratul P, MPa | N din, m | Adâncimea de eliberare a pompei |
| 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 |
În general, pentru zăcământul Khokhryakovskoye, rata de utilizare a puțurilor echipate cu ESP-uri, ca acum un an, este în 0,87. Principalul indicator de fiabilitate - timpul dintre defecțiuni pentru un an rulant de la 1 ianuarie 2003 la 1 ianuarie 2004, conform fondului ESP, s-a modificat de la 303 zile la 380 de zile, în timp ce în general pentru OJSC NNP acest indicator este mai mic și este în decurs de 330-350 de zile. Creșterea acestui indicator indică un nivel destul de ridicat de muncă al departamentului de producție în selectarea dimensiunii standard a ESP, repararea puțului, punerea în funcțiune a instalațiilor și monitorizarea în timpul funcționării.
În câmp, 74 de sonde (17% din producția producătoare de stoc) sunt supuse depozitelor de parafină. Conform programului de „deparafinare”, toate puțurile sunt de obicei spălate cu ulei fierbinte o dată pe lună.
În 2003 au fost 208 defecțiuni în domeniul puțurilor echipate cu ESP. Rata de eșec a fost de 0,85 unități. (stocul curent este de 303 sonde). În 2004, la câmp au fost înregistrate 229 de defecțiuni, cu un stoc de exploatare mai mare de 332 de sonde, iar rata de eșec a scăzut pozitiv la 0,79 unități. În general, OJSC NNP K a refuzat. ESP la acest moment era de 0,85 unități.
5.2 Analiza cauzelor defecțiunilor ESP
O analiză a cauzelor defecțiunilor premature ale puțurilor echipate cu ESP-uri arată următoarea imagine, vezi Fig. 5.1.4.
Până la 17% dintre defecțiuni se datorează lucrărilor de calitate proastă a echipelor de reparații de puțuri subterane. Acolo unde reglementările pentru operațiunile de ridicare sunt încălcate. În consecință, acest lucru duce la deteriorarea cablului, instalarea de proastă calitate a ESP, scurgerile tubulaturii și curățarea proastă a puțurilor.
18% dintre defecțiuni apar în puțuri care funcționează intermitent, cauzate de fluxul slab de intrare, precum și de dimensiunea pompei care nu corespunde condițiilor de funcționare.
În 13% din refuzuri nu au fost identificate motivele, deoarece au fost încălcate reglementările de anchetă.
1. 10% dintre defecțiuni apar din cauza depunerilor de depozite dure de asfalt-rășină-parafină împreună cu depuneri, nisip, particule de argilă și rugina.
2. 9% din defecțiuni datorate îndepărtării agentului de susținere din puțuri după fracturarea hidraulică, ceea ce duce la blocarea arborilor și defectarea pompelor.
3. 8% dintre defecțiuni apar din cauza funcționării necontrolate - aceasta este o încălcare a programului de deparafinare, lipsa controlului asupra eliminării EHF etc.
4. 6% dintre defecțiuni apar din cauza lipsei de control asupra instalării setărilor.
5. În 5% din cazuri, defecțiunea a apărut din cauza defecte de fabricație, defecte ascunse și componente de proastă calitate ale echipamentelor submersibile și de pompare de suprafață.
În anul 2004, pe componentele echipamentelor submersibile au fost instalate indicatoare termice, inclusiv cablul submersibil, pentru a determina temperatura sondei în zona de operare ESP. Cinci instalații cu indicatoare termice au fost coborâte în puțuri cu porniri grele, cu îndepărtarea impurităților mecanice pentru a determina zonele critice de încălzire. Instalațiile au funcționat în medie până la 100 de zile, dar au eșuat din cauza scăderii rezistenței de izolație la 0 pe lungimea de construcție a cablului. În toate cazurile, detectarea defectelor cablului a evidențiat topirea izolației miezului în zona de 150 m de la îmbinarea prelungitorului la o temperatură de 130 °C.
Pe baza rezultatelor obținute în anul 2004, la repararea puțurilor cu randament ridicat, lungimea cablului prelungitor termorezistent KRBK a fost mărită la 120 m și a fost utilizată o inserție de 500 m din cablul grupului 3.
Pentru a îmbunătăți funcționarea unui stoc de puțuri echipate cu ESP-uri, se recomandă:
Puțurile trebuie dezvoltate și puse în funcțiune folosind o instalație mobilă a unui convertor de frecvență de tip UPPC (Electon-05"). Instalația permite, în anumite condiții tehnice (adâncimea ESP, există o rezervă în puterea motorului electric submersibil), reducerea timpului de producere a puțului în moduri de pornire blândă, creșterea tragerii pe formațiune, eliminați blocarea ESP prin crearea de cupluri crescute;
Atunci când alegeți dimensiunea standard a instalațiilor și adâncimea de tragere (depresiune), trebuie acordată o atenție deosebită stocului de puțuri în care s-a efectuat fracturarea hidraulică. La dezvoltarea puțurilor după fracturare hidraulică folosind pompe cu jet pe rezerve producătoare de nisip, trebuie utilizate unități ESP rezistente la uzură de tip ARH, concepute pentru pomparea fluidelor EHF de până la 2 g/l. În plus, această fundație ar trebui folosită pentru a dezvolta tehnologii de securizare a ESP, pentru a folosi dispozitive subterane pentru a proteja pompa de impuritățile solide (filtre și capcane de nămol pentru ESP-uri - ZAO Novomet, Prem);
În stocul intermitent, utilizați în principal pompe de înaltă presiune, de performanță scăzută, de tipul ESP 20, 25 și evaluați posibilitatea de a crește adâncimea de coborâre a ESP, precum și de a transfera puțurile cu randament scăzut către USP și unități de pompare cu jet. .
Pentru reducerea accidentelor datorate dezmembrării ESP, se recomandă utilizarea dispozitivelor care reduc vibrațiile instalațiilor - centralizatoare arborelui pompei, amortizoare, cuplaje de siguranță - (JSC TTDN, Tyumen);
O pondere semnificativă a eșecurilor se datorează calității muncii efectuate de echipele care efectuează lucrările de reparare și reparații. Utilizarea unor echipe de înaltă calificare și controlul în timpul lucrului non-rutină va crește semnificativ fiabilitatea stocului minier.
Principiul de funcționare a stocului de producție al puțurilor echipate cu ESP, în funcție de adâncimea de coborâre a echipamentului de pompare
În 2004, distribuția stocului de sonde echipate cu ESP-uri în funcție de adâncimea de funcționare a pompei și caracteristicile funcționării acestora la câmpul Khokhryakovskoye este următoarea, vezi Tabelul 5.7. și Figura 5.1.5. – 5.1.8.
O analiză a stocului de puțuri echipate cu ESP din punct de vedere al fiabilității și eficienței în funcție de adâncimile de coborâre la câmpul Khokhryakovskoye a arătat că ESP-urile sunt coborâte la adâncimi de la 1200 la 2400 m. Întregul interval de lucru al adâncimii de coborâre este împărțit. în șase grupuri, fiecare dintre ele angajează de la 15 la 120 de puțuri echipate cu ESP.
Tabelul 5.7. Principalii indicatori de performanță tehnologică ai puțurilor echipate cu ESP
| Adâncimea coborârii ESP, m. | 1200-1400 | 1800-2000 | 2000-2200 | 2200-2300 | 2300-2400 | Peste 2400 |
| Număr de puțuri, unități | 15 | 55 | 65 | 120 | 40 | 25 |
| Debitul lichidului, m 3 /zi | 190 | 120 | 100 | 95 | 75 | 67 |
| Tăiere de apă, % | 96 | 86 | 66 | 54 | 47 | 35 |
| mier. timp bine lucrat pe an, zile | 342 | 329 | 350 | 346 | 338 | 337 |
Cele mai mari debite de lichid sunt observate în două grupuri de puțuri - în intervalul de scădere a ESP de la 1200–1400 m și 1800–2000 m. În aceleași intervale, echipamentele de pompare funcționează pentru un număr mai mare de zile, 346–350 de zile.
Se observă procente mai mici de tăiere a apei la operarea ESP-urilor cu o adâncime de rulare mai mare de 2000 m.
Acea. Rezultatele analizei dependenței principalelor caracteristici ale funcționării puțurilor echipate cu ESP arată că reducerea adâncimii de coborâre la 2200–2400 m nu deteriorează semnificativ funcționarea ESP. După cum se arată în Figura 5.1.8. nivelurile dinamice sunt reduse datorită trecerii de la unități de dimensiuni mai mici la cele de dimensiuni mari și scăderii presiunii rezervorului și a sistemului de inundare neuniformă a apei.
Starea energetică a zăcământului
Întârzierea în dezvoltarea sistemului de menținere a presiunii din rezervor față de starea actuală de extracție a fluidului a dus în ultimii ani la o scădere a presiunii din rezervor în zona de extracție.
De la 1 ianuarie 2004, presiunea în zona de extracție a scăzut la 19,5 MPa (Fig. 5.8), diferența dintre presiunile inițiale și actuale din rezervor a fost de 4,2 MPa.
Scăderea presiunii din rezervor a fost afectată și de forajele intensive, care au fost efectuate în perioada 2000–2001. în partea de est a terenului, neprevăzute de proiect. Ca o consecință a acestui fapt, în partea de est există o întârziere în formarea sistemului RPM, care, cu extracții forțate, afectează imediat starea energetică a zonelor.
PRODUCȚIE DE ULEI ESP
4.3.1. Informații generale despre funcționarea puțului,
dotat cu instalatii electrice submersibile
pompe centrifuge (ECP)
Instalațiile de pompe centrifuge electrice submersibile aparțin clasei de instalații fără tije și joacă un rol decisiv în industria petrolieră rusă în ceea ce privește volumul de petrol produs. Sunt proiectate pentru funcționarea puțurilor de producție de diferite adâncimi, cu proprietăți diferite ale produselor produse: ulei anhidru cu vâscozitate scăzută și cu vâscozitate medie; ulei tăiat cu apă; un amestec de ulei, apă și gaz. Desigur, eficiența de funcționare a sondelor ESP poate varia semnificativ, deoarece proprietățile produsului pompat afectează parametrii de ieșire ai instalației.
În plus, ESP au avantaje incontestabile față de unitățile de tije, nu numai datorită transferului motorului de antrenare în orificiul de jos și eliminării șirului de tije, ceea ce crește semnificativ eficiența sistemului, ci și datorită unei game semnificative de alimentările de lucru (de la câteva zeci la câteva sute de m3/zi) și presiunile (de la câteva sute la câteva mii de metri) cu un timp mediu de instalare relativ mare între defecțiuni.
Selectarea dimensiunii standard și a configurației ESP pentru o anumită sondă, calculul modului de funcționare tehnologic așteptat al sondei și parametrii echipamentului submersibil sunt realizate atât printr-un pachet software integrat în baza de date corporativă a NPK ALPHA. , și conform metodologiei alese de tehnologul șef (șeful departamentului tehnic și tehnic) al NGDU și adaptată la condițiile unui domeniu (formație) dat.
Calculul modului optim de funcționare al sondei este efectuat de serviciul geologic al NGDU. Pe baza parametrilor precizați de geolog, serviciul tehnologic selectează dimensiunea standard a ESP și parametrii echipamentului submersibil din PC-ul Autotehnologic, adaptați la condițiile domeniilor de management al producției de petrol și gaze.
Responsabilitatea pentru calcularea debitului așteptat la nivelul dinamic așteptat, fiabilitatea informațiilor și caracterul complet al introducerii rezultatelor testării puțurilor în baza de date NPK Alfa revine geologului principal al CDNG. Responsabilitatea pentru selectarea corectă a dimensiunii pompei și determinarea adâncimii de coborâre revine tehnologului TsDNG.
Atunci când se calculează selecția unei pompe electrice submersibile, este necesar să se ia în considerare:
– utilizarea coeficientului efectiv de productivitate, extragerea optimă a fluidului din sondă, cu condiția de a nu depăși tragerea maximă admisă pe rezervor și proiectul de amenajare a câmpului;
– gravitatea specifică a pompei lichidului de ucidere la punerea în funcțiune pentru a asigura alimentarea cu lichid din rezervor la nivelul dinamic așteptat, pierderi de presiune tampon și de frecare în colectorul de ridicare și de colectare a uleiului către stația de amplificare, funcționarea ESP în zona de mod optim (0,8÷1,2 Q nom);
^t
Posibilitatea de a modifica performanța ESP folosind
stații de control cu convertizor de frecvență (CSCP).
Pentru puțurile cu un conținut de apă în produsul produs de peste 90%, imersiunea sub nivelul dinamic al ESP nu trebuie să depășească 400 de metri.
Debitele critice (depresiunile) fiecărei sonde specifice din zăcămintele de apă și zăcăminte de petrol sunt determinate de departamentul de dezvoltare al Departamentului de Producție de Petrol și Gaze (geolog al Centrului de Producție de Petrol și Gaze) pe baza experienței de exploatare a sondelor cu caracteristici geologice și tehnice identice ale zonei de fund.
În locul în care unitatea submersibilă este suspendată, curbura sondei nu trebuie să depășească:
Pentru dimensiunea ESP-5 conform formulei: a = 2arcsin ^P s: ,
unde: a este curbura sondei la locul unde este suspendat ESP, grade/10 m;
S- distanța dintre diametrul interior al carcasei și dimensiunea diametrală maximă a instalației, m;
L- lungimea instalației de la capătul inferior al compensatorului până la capătul superior al pompei, m;
Pentru ESP-5, cu un diametru al corzii de producție de 146 mm - 6 minute la 10 metri, cu un diametru al șirului de producție de 168 mm - 12 minute la 10 metri;
Pentru ESP-5A, cu un diametru al firului de producție de 146 mm - 3 minute la 10 metri, cu un diametru al șirului de producție de 168 mm - 6 minute la 10 metri;
Dacă nu există zone cu intensitatea de curbură specificată, o secțiune cu valoarea minimă pentru un anumit puț este selectată și convenită cu inginerul șef al departamentului de petrol și gaze.
Dacă în puț există zone cu o intensitate de curbură ce depășește 20/10 m, cererea săptămânală din partea departamentului de producție de petrol și gaze trebuie să indice necesitatea dotării unui ESP pentru această sondă cu un motor submersibil cu diametrul de 103 mm (pentru motoare submersibile cu o putere de până la 45 kW, inclusiv).
În zona de operare a instalației submersibile, abaterea sondei de la verticală nu trebuie să depășească 60 de grade.
Presiunea hidrostatică maximă în zona de operare ESP nu trebuie să depășească 20 MPa (200 kgf/cm2).
Designul șirului de tuburi trebuie să asigure rezistența suspensiei la o adâncime de rulare dată și proiectarea puțului.
Imersia pompei sub nivelul dinamic este determinată de conținutul de gaz liber în producția de sondă (în fluidul de formare) în condiții de admisie a pompei: până la 25% - fără separator de gaz, 25-55% - cu un gaz. separator, până la 68% - cu un separator-dispersant de gaz, până la 75% - cu sistem multifazic autohton sau de import.
Cerințe tehnice pentru mediul pompat - fluid de formare (amestec de ulei, apă produsă, impurități minerale și gaz petrolier):
Densitatea maximă a amestecului apă-ulei este de 1.400 kg/m 3 ;
Factor de gaz (Gf) - până la 110 m 3 /m 3;
– continutul maxim de apa produsa – 99%;
– valoarea pH-ului apei produse (pH) – 6,0–8,5;
– temperatura lichidului pompat:
– pentru execuție standard – până la +90 °С;
– pentru versiunea rezistentă la căldură – până la +140 °C;
– pentru versiunea standard – până la 100 mg/l;
– pentru design rezistent la uzură – până la 500 mg/l;
În kitul de suspensie ESP, este permisă utilizarea elementelor auxiliare suplimentare numai fabricate din fabrică sau fabricate conform standardelor Surgutneftegaz OJSC.
Temperatura maximă a lichidului pompat în zona de operare a unității submersibile nu trebuie să depășească datele nominale ale motorului și prelungirilor de cablu utilizate la Surgutneftegas OJSC. Cu valorile estimate calculate ale condițiilor de funcționare la admisia pompei la o temperatură mai mare de +120 °C, tehnologul TsDNG în aplicația pentru echipamentul TsBPO EPU indică echipamentul necesar pentru rezistența la căldură.
Principalele prevederi pentru selectarea unui ESP sunt prezentate mai jos:
1. Densitatea amestecului în secțiunea „fund puț - admisie pompă”:
■ Cu
(p b + p(1 - b)) (1 - F) + pF.
unde: ρ n– densitatea uleiului separat, kg/m3, ρ V– densitatea apei de formare, ρ G– densitatea gazului în condiții standard, G– conținutul volumetric curent de gaz, b– tăierea cu apă a fluidului de formare.
2. Presiunea în fundul găurii la care este asigurată debitul specificat al sondei:
Unde: R pl- presiunea rezervorului,
Q– debitul de puț specificat,
K prod– coeficientul de productivitate al puţului.
3. Adâncimea nivelului dinamic la un debit dat de fluid:
Echipamente și tehnologie de producție a uleiului
4. Presiune la admisia pompei, la care conținutul de gaz la admisia pompei nu depășește maximul permis pentru o anumită regiune (de exemplu: F = 0,15):
P = P. (I - G).,
Unde La - curba gradului de degazare.
5. Adâncimea suspensiei pompei:
Unde: B– coeficientul volumetric al uleiului la presiunea de saturație, b– tăierea volumetrică a produselor,
14. Lucrări cu gaz în secțiunea „găuri de fund – admisie pompă”:
Cantitati cu indicele " boof" se referă la secțiunea capului sondei și sunt „tamponizate” de presiune, conținut de gaz etc.
16. Presiunea necesară pompei:
Unde: L din– adâncimea de amplasare a nivelului dinamic;
tampon P– presiunea tampon;
P G1– presiunea de funcționare a gazului în secțiunea „gaura inferioară – admisie pompă”;
P G2– presiunea de funcționare a gazului în secțiunea „descărcare pompe – cap de sondă”.
17. Pe baza debitului pompei la intrare, a presiunii necesare (presiunea pompei) și a diametrului interior al carcasei, selectăm dimensiunea standard a unei pompe centrifuge submersibile (sau șurub, diafragmă) și determinăm valorile care caracterizează functionarea acestei pompe in regim optim (debit, presiune, randament, putere) si in regim de alimentare egal cu 0 (presiune, putere).
18. Coeficientul de modificare a debitului pompei atunci când funcționează pe un amestec ulei-apă-gaz în raport cu caracteristica apei:
unde: ν – vâscozitatea efectivă a amestecului;
Q o ÎN– debit optim al pompei pe apă.
24. Coeficientul de modificare a presiunii pompei datorită influenței vâscozității:
Unde h- presiunea unei trepte a pompei selectate.
CuG
Numărul Z este rotunjit la o valoare întreagă mai mare și este comparat cu numărul standard de trepte ale mărimii pompei selectate. Dacă numărul calculat de trepte se dovedește a fi mai mare decât cel specificat în documentația tehnică pentru dimensiunea pompei selectate, atunci trebuie să selectați următoarea dimensiune standard cu un număr mai mare de trepte și să repetați calculul începând de la punctul 17.
Dacă numărul estimat de etape se dovedește a fi mai mic decât cel specificat în specificațiile tehnice, dar diferența lor nu este mai mare de 5%, dimensiunea pompei selectate este lăsată pentru calcule suplimentare. Dacă numărul standard de trepte îl depășește pe cel calculat cu 10%, atunci este necesară o decizie de dezasamblare a pompei și de îndepărtare a treptelor suplimentare. Calcule suplimentare sunt efectuate de la punctul 18 pentru noile valori ale caracteristicii de funcționare.
28. Eficiența pompei ținând cont de influența vâscozității, a gazului liber și a modului de funcționare:
V - /Ci." K w " fCijr,
Unde ri o6- eficienta maxima a pompei pentru caracteristicile apei.
Echipamente și tehnologie de producție a uleiului
29. Puterea pompei:
unde: η PED– randamentul motorului electric submersibil,
cosϕ – factorul de putere al motorului la temperatura de funcționare.
31. Verificăm pompa și motorul submersibil pentru posibilitatea de a pompa lichid greu (lichid ucident) în timpul dezvoltării sondei:
Rgl=Rgl
1_. р +р +р
■- P buff G zab^ PL"
unde ρ GL– densitatea fluidului de distrugere.
Calculăm presiunea pompei atunci când dezvoltăm o sondă:
Magnitudinea N GL este comparată cu caracteristicile apei din pașaport. Determinăm puterea pompei atunci când dezvoltăm o sondă:
Puterea consumată de un motor electric submersibil în timpul dezvoltării puțului:
32. Verificăm instalația pentru temperatura maximă admisă la admisia pompei:
T> [T]
Unde [ T] – temperatura maximă admisă a lichidului pompat la admisia pompei submersibile.
^t Ghid de master pentru producția de petrol, gaze și condensat
33. Verificăm instalația radiatorului în funcție de viteza minimă admisă a lichidului de răcire în secțiunea inelară formată din suprafața interioară a carcasei la locul de instalare a unității submersibile și suprafața exterioară a motorului submersibil, pentru care calculăm debitul debitul lichidului pompat:
Unde: F = 0,785 ■ - zona inelară; D- diametrul interior al carcasei; cf este diametrul exterior al motorului.
Dacă debitul lichidului pompat este mai mare [W](Unde [W]- viteza minimă admisă a lichidului pompat), regimul termic al motorului submersibil este considerat normal.
Dacă unitatea de pompare selectată nu poate extrage cantitatea necesară de lichid de distrugere la adâncimea suspensiei selectată, aceasta (adâncimea suspensiei) este mărită cu litri! = 10 - 100 m, după care calculul se repetă începând de la pasul 5. Magnitudinea &L depinde de disponibilitatea timpului și de capacitățile de calcul ale consumatorului.
După determinarea adâncimii de suspensie a unității de pompare cu ajutorul unei inclinograme, se verifică posibilitatea instalării pompei la adâncimea selectată (prin rata de creștere a curburii la 10 m de penetrare și prin unghiul maxim de abatere a axei sondei față de vertical). În același timp, se verifică posibilitatea coborârii unității de pompare alese într-un puț dat și a celor mai periculoase secțiuni ale puțului, a căror trecere necesită o îngrijire specială și viteze scăzute de coborâre în timpul PRS.
După selectarea finală a adâncimii de coborâre a unității de fund, se selectează tipul de cablu (pe baza curentului de funcționare și a temperaturii lichidului pompat) și dimensiunea transformatorului (pe baza curentului și tensiunii de funcționare). După finalizarea selecției echipamentelor, se determină puterea consumată de instalație:
NnoTP = N n s n + AN KAB + AN Tp,
unde: aWjus= - ~ "" : - pierderea de putere a cablului
/ - curentul de funcționare al motorului, L; L- lungimea cablului curent, m;
p t- rezistenţa unui metru liniar de cablu la temperatura de funcţionare, Ohm/m ■ mm 2 ;
S- aria secțiunii transversale a nucleelor de cablu, mm 2;
D L/t = (1 - Ti) (L/tp + A AL) - pierderi de putere în transformator,
g]tr - Eficiența transformatorului.
Selectarea ESP-urilor pentru sondele de petrol, în sens restrâns, specific, înseamnă determinarea dimensiunilor standard sau a dimensiunilor standard ale instalațiilor care asigură o producție dată de fluid de formare dintr-o sondă la indicatori de performanță optimi sau aproape de optimi (debit, presiune, putere, timpul mediu dintre defecțiuni etc.). Într-un sens mai larg, selecția se referă la determinarea principalilor indicatori de funcționare ai sistemului interconectat „rezervor de petrol - sondă - unitate de pompare” și selectarea combinațiilor optime ale acestor indicatori. Optimizarea poate fi efectuată în funcție de diverse criterii, dar în cele din urmă toate ar trebui să vizeze un singur rezultat final - minimizarea costului unei unități de producție - o tonă de ulei. Mai întâi se stabilesc datele inițiale necesare: se selectează ecuația fluxului; determinați proprietățile petrolului, apei, gazelor și amestecurilor acestora care ar trebui să fie pompate din puț; proiectarea carcasei de productie. Adâncimea de coborâre LH a pompei se determină ținând cont de conținutul de gaz al debitului de petrol și gaz la intrarea p, folosind o metodă similară cu metoda de determinare a adâncimii de coborâre a unei pompe cu tijă de aspirare. Pentru a face acest lucru, trasați curbele de distribuție a presiunii și a debitului de gaz p de-a lungul țevilor de carcasă în trepte de jos în sus, pornind de la o presiune dată în fundul găurii, determinată de ecuația debitului pentru un debit cunoscut (curbe / și 3 în fig. VIII. 18). Conținutul de gaz de curgere - raportul debitului volumetric V gaz pe amplasament la debitul total al amestecului de gaz și lichid q- determinat de formula p=V/(V+q). De-a lungul curbei 3 (vezi Fig. VIII.18) estimați adâncimea preliminară de coborâre a pompei (pe baza valorilor admise ale conținutului volumetric de gaz la admisia pompei; p BX = 0,05-f-0,25) și presiune rv x(de-a lungul curbei /). Limitele menționate pentru conținutul de gaz la admisia pompei sunt stabilite pe baza datelor de testare de la ESP în timpul pompării unui lichid carbogazos. Dacă βin = 0÷0,05, atunci gazul are un efect redus asupra funcționării pompei; dacă βin = 0,25÷0,3, atunci alimentarea pompei este întreruptă. Practic este recomandabil să existe o presiune de intrare a pompei de cel puțin 1-1,5 MPa. Pentru a determina presiunea la descărcarea pompei p„yk, adică în secțiunea cea mai inferioară a tubulaturii, distribuția presiunii în conducte este, de asemenea, calculată în trepte de sus în jos din presiunea cunoscută în capul sondei. RU, egală cu presiunea din sistemul de colectare (vezi Fig. VIII.18, curba 2). În acest caz, separarea parțială a gazului este luată în considerare * la admisia pompei, care se deplasează în sus în spațiul inelar, ocolind pompa și este descărcată în conducta de curgere printr-o supapă de reținere.
La calcularea distribuției presiunii în tubulatura, diametrul acestora d setați ținând cont de debitul:
De reţinut că în funcţie de valorile găsite r s iar pentru un debit Ql dat, în condiții standard, este încă imposibil să se selecteze o caracteristică adecvată a pompei cu suficientă acuratețe, deoarece caracteristicile fabricii, pe baza datelor din procesul de pompare a apei, nu țin cont de influența proprietăților. a amestecurilor gaz-lichid și condițiile termodinamice de funcționare a unităților de pompare. Debitul real de fluid prin pompă va diferi de valorile specificate Qlsu datorită faptului că o cantitate mare de gaz se poate dizolva în lichidul pompat de pompă. Lichidul, care spală motorul electric, se încălzește. În plus, conține o anumită cantitate de gaz liber și acești factori contribuie la o creștere semnificativă a volumului amestecului gaz-lichid (GLM) care trece prin pompă (comparativ cu debitul dat în condiții standard QLSU ). Trebuie luat în considerare faptul că debitul de gaz lichid de-a lungul lungimii pompei datorită creșterii presiunii de refulare și scăderii cantității de gaz liber din lichid nu este constant. La rândul lor, proprietățile lichidului și vâscozitatea acestuia afectează caracteristicile de presiune ale pompei.De asemenea, datorită extinderii rapide a domeniilor de aplicare a acestora în industria petrolului - în sisteme de menținere a presiunii din rezervor (cu o alimentare de până la 3000 m 3 / zi la o presiune de până la 2000 m), pentru ridicarea apei din captarea apei și fântâni arteziene, pentru exploatarea separată a mai multor straturi cu o singură rețea de puțuri.
Sistem de dezvoltare. Concepte de bază de dezvoltare.
Dezvoltarea câmpului petrolier– un proces multiparametric, fiecare verigă tehnologică a acestui proces trebuie să opereze într-un mod optim, care la rândul său creează o ierarhie a criteriilor de optimizare. În astfel de condiții, este necesară identificarea succesului strategic în procesul de dezvoltare a terenului și determinarea principalelor criterii. Sisteme de dezvoltare– un set de soluții de inginerie interconectate care determină obiectul de dezvoltare, succesiunea și ritmul forării și dezvoltării acestora, prezența sau absența impactului asupra formării, numărul, raportul și amplasarea puțurilor de producție și injecție, numărul puțurilor de rezervă , managementul procesului de dezvoltare, protecția subsolului și a mediului. Orice sistem de dezvoltare poate fi clasificat în funcție de 2 caracteristici principale:1).După prezența sau absența impactului asupra formațiunii. 2) Conform sistemului de amplasare a puţurilor. Fiecare sistem de dezvoltare poate fi caracterizat prin următorii parametri: 1) Coeficientul densității modelului puțului – Sс, Sс =F/n.[ha/KV]; F – zona depozitului; n – numărul de sonde; 2).Parametrul Krylov Ncr.= Vinit.recovery./n, [t.tone], i.e. rezerve recuperabile la 1 sondă; 3) Parametrul intensității sistemului de dezvoltare Wint.=n INJECȚIE/n PRODUCȚIE. (1;0,5;0,3); 4). Parametrul puțurilor de rezervă Wres.=n RES./n TOTAL (0,1-0,3). Selectarea unui sistem de dezvoltare. Alegerea depinde de următorii factori: 1. Condiții naturale și climatice; 2. Dimensiunea și configurația rezervorului de ulei; H. Caracteristica geologică a structurii; 4. Eterogenitatea formațiunilor productive; 5. Starea fizică a hidrocarburilor; 6. Disponibilitatea resurselor agentului de lucru; 7. Regimul natural al depozitelor; 8.Proprietățile uleiului.
Sistem de dezvoltare fără a afecta formarea. Dezvoltarea se realizează în următoarele cazuri: 1). Când bilanțul energetic natural al zăcământului este reînnoit în mod natural și dezvoltarea se realizează eficient folosind surse naturale de energie; 2). Nici un agent de lucru. Z). Când dezvoltarea impactului nu este eficientă. La dezvoltarea unui depozit fără a afecta formarea în modul de epuizare (mod elastic, gaz dizolvat), puțurile de producție sunt amplasate pe zonă în grile uniforme, dreptunghiulare sau pătrate.
Selectarea unităților de pompare pentru sonde de petrol, în sens restrâns, specific, înseamnă determinarea dimensiunilor standard sau a dimensiunilor standard ale instalațiilor care asigură o producție dată de fluid de formare dintr-o sondă la indicatori de performanță optimi sau aproape de optimi (debit , presiunea, puterea, timpul dintre defecțiuni etc.) . Într-un sens mai larg, selecția se referă la determinarea principalilor indicatori de funcționare ai sistemului interconectat „rezervor de petrol - sondă - unitate de pompare” și selectarea combinațiilor optime ale acestor indicatori. Optimizarea poate fi efectuată în funcție de diverse criterii, dar în cele din urmă toate ar trebui să vizeze un singur rezultat final - minimizarea costului unei unități de producție - o tonă de ulei.
Selecția instalațiilor de pompe centrifuge pentru sondele de petrol se realizează în funcție de algoritmi, care se bazează pe dispozițiile care au fost testate în mod repetat în industria petrolului și pe rezultatele muncii dedicate studiului de filtrare a lichidului și gazului în formarea și zona de fund a găurii a formațiunii, mișcarea amestecului gaz-apă-ulei prin conductele de carcasă, legile modificărilor conținutului de gaz, presiune, densitate, vâscozitate etc., studiind teoria funcționării unităților submersibile centrifuge, în primul rând pompe centrifuge de foraj, pe lichid de rezervor real.
Acest capitol discută principalele prevederi ale metodologiei de selectare a ESP pentru sondele de petrol.
Lucrările privind crearea metodelor de selectare a unităților ESP pentru puțuri au început aproape simultan cu crearea unităților ESP în sine.
Principiul de bază al selectării unui ESP pentru o sondă de petrol este de a asigura debitul normalizat al sondei cu costuri minime, luând în considerare atât costurile de capital, cât și costurile de exploatare și fiabilitatea echipamentului.
La crearea acestei metodologii, a fost studiată și, dacă este posibil, folosită experiența acumulată de lucrătorii petrolieri în mulți ani de funcționare a electropompelor. Au fost efectuate o serie de studii originale, care în cele din urmă au făcut posibilă furnizarea unei descriere analitică a sistemului „pump-pomp-lift-fluid”.
Fiabilitatea este luată în considerare pe baza temperaturii calculate a motorului. Astfel, varianta cea mai potrivita pentru alegerea unei pompe este cea pentru care continutul de gaz este mare, iar costurile si temperatura motorului sunt scazute.
În unele cazuri, poate fi indicat să se acorde preferință unei opțiuni cu costuri mai mari, dar cu o temperatură mai scăzută a motorului, ceea ce poate duce în cele din urmă la costuri mai mici datorită creșterii puternice a fiabilității instalației.
Dimensiunea pompei selectate trebuie să îndeplinească condițiile pentru dezvoltarea unui puț care este astupat cu apă. Această condiție este determinată de scăderea nivelului apei necesară pentru excitarea sondei și de presiunea pe care pompa o poate dezvolta la minimum necesar pentru dezvoltarea sondei și răcirea motorului electric la extragerea lichidului.
Evident, presiunea necesară dezvoltării sondei va depăși presiunea în starea staționară a sondei, mai ales la pomparea uleiului carbonatat anhidru. Coincidența modului de funcționare constant al puțului cu modul optim de pompă asigură o eficiență maximă. pompa Coincidența modului optim de pompă cu modul de dezvoltare duce la o deplasare a stării de echilibru la dreapta optimului și la o scădere a eficienței. pompa
Pentru intervalul de dimensiuni ale pompei utilizate, raportul dintre presiunea maximă și presiunea optimă asupra apei este în intervalul de la 1,2 la 1,5.
Unde este scăderea nivelului apei din fântână de la gură necesară dezvoltării; - adâncimea filtrului; - presiunea rezervorului; - tragerile minime necesare pe formație, asigurând dezvoltarea puțului; - presiunea asupra tamponului sondei; k - coeficient în funcție de dimensiunea standard specifică ()
Când se utilizează dispozitive de închidere care împiedică uciderea fântânii cu apă, această limitare poate fi ridicată.
Toate caracteristicile inițiale necesare ale fluidului, puțului, liftului, pompei și sistemului de colectare sunt prezentate în Tabelul 10.1.Caracteristicile pompelor sunt prezentate în Tabelul 10.2.
1. Determinați greutatea specifică a fluidului de formare
unde este greutatea specifică a uleiului separat, t/m3; - greutatea specifică a gazului, t/m3; - factor de gaz de rezervor, m3/m3; - greutatea specifică a apei, t/m3; - taiere volumetrica a apei; bunicul.; - coeficientul volumetric al uleiului
2. Determinați presiunea în fundul găurii
unde este presiunea rezervorului, atm; - debitul fluidului de proiectare, m3/zi; - coeficient de productivitate, m3/zi;
3. Determinați lucrul gazului în lift
unde este diametrul țevilor pompei și compresorului, în inch; - presiunea tampon, atm.
4. Determinați presiunea dezvoltată de pompă
unde este adâncimea formațiunii, m; - presiunea tampon, atm; - lucru cu gaz în tubulatura, m3/m2;
5. Determinați coeficientul de presiune
unde este un factor de corecție care ia în considerare modificarea coeficientului de presiune în funcție de numărul de trepte Z.
- - presiunea optimă a apei a pompei selectate, kg/cm2;
- 6. Determinați debitul relativ al pompei pentru faza lichidă în condițiile contorului
unde este alimentarea optimă cu apă a pompei selectate, m3/zi;
- 7. Pentru o tăietură de apă dată b=0,8, folosind debitul relativ obținut la pasul 6 și coeficientul de presiune calculat la pasul 6, determinăm conținutul de gaz la admisia pompei.
- * Valoarea trebuie să se situeze la o valoare dată a coeficientului de alimentare în câmpul corespunzător alimentării cu apă în intervalul 0,7 h1,2 (de la cea optimă).
În absența unei soluții în această zonă, este permis să se ia valori ale coeficientului de alimentare care dau valoarea coeficientului de presiune în zona limitată de liniile punctate, corespunzătoare alimentării cu apă în intervalul 0,5. -1,4 (din optim)
Găsim că valoarea conținutului de gaz este 0,07.
- 8. Determinați coeficientul M, care ia în considerare modificarea conținutului de gaz cu tăierea apei.
- 9. Aflați valoarea coeficientului din expresia:
unde este presiunea de saturație, atm; - presiunea atmosferică, atm;
Rezolvând această ecuație, o găsim egală cu 0,441.
- 10. Determinați presiunea la admisia pompei
- 11. Determinați suspensia pompei pe baza stării absenței unei „perne de apă” în partea de jos
unde este presiunea la admisia pompei, atm
Pe baza calculelor aleg ESP5-130-600, deoarece este optim pentru domeniul Uzen.
Tabelul 10.1 - Date inițiale pentru selectarea unui ESP
|
Date măsurate și raportate |
Desemnare |
Dimensiune |
Sens |
|
|
Greutatea specifică a uleiului separat |
||||
|
Vâscozitatea uleiului din rezervor |
||||
|
Tăiere volumetrică de apă |
||||
|
GOR |
||||
|
Greutatea specifică a apei |
||||
|
Coeficientul volumetric al uleiului |
||||
|
Presiunea de saturație |
||||
|
Presiunea rezervorului |
||||
|
Adâncimea rezervorului (pentru puțuri verticale, adâncimea filtrului) |
||||
|
Factorul de productivitate |
 |
|||
|
Presiunea tampon |
||||
|
Debitul de fluid de proiectare |
||||
|
Diametrul liftului |
||||
|
Temperatura rezervorului |
||||
|
Gravitatea specifică a gazului |
||||
|
Tip pompa ESP |
||||
|
Livrare in regim optim pe apa |
||||
|
Presiune la modul optim pe apă |
||||
|
Numărul de pași |
Tabel 10.2 - Caracteristicile pompei
|
Marimea standard |
Numărul de pași |
Alimentare cu apă în regim optim |
Presiune la modul optim |
|
|
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 |
||||
