Існуючі методики підбору обладнання уенц до свердловини. Експрес-методика підбору ецн до нафтовидобувної свердловини. Аналіз причин відмов ЕЦН

При підборі установок ЕЦН до нафтових свердловин, що здійснюється за допомогою «ручного» рахунку (калькулятор, програми в оболонці EXCEL, ACCESS), необхідно для скорочення часу введення даних та часу розрахунку використовувати деякі додаткові припущення та спрощення у методиці добору.

Основними серед цих припущень є:

1. Рівномірний розподіл дрібних бульбашок газу в рідкій фазі при тисках менших тиску насичення.

2. Рівномірний розподіл нафтової та водяної складових у стовпі рідини, що відкачується на ділянці «вибій свердловини - прийом насоса» при будь-яких величинах дебітів свердловини.

3. Нехтування «ковзанням» нафти у воді під час руху рідини по обсадній колоні та колоні НКТ.

4. Тотожність величин тисків насичення у статичних та динамічних режимах.

5. Процес руху рідини від вибою свердловини до прийому насоса, що супроводжується зниженням тиску та виділенням вільного газу, є ізотермічним.

6. Температура занурювального електродвигуна вважається такою, що не перевищує нормальну робочу температуру, якщо швидкість руху охолоджуючої рідини вздовж стінок ПЕД не менш рекомендована в технічних умовах на ПЕД або в Посібнику з експлуатації установок ЕЦН.

7. Втрати напору (тиску) при русі рідини від вибою свердловини до прийому насоса і від зони нагнітання насоса до гирла свердловини дуже малі в порівнянні з напором насоса.

Для проведення підбору УЕЦН необхідні такі вихідні дані:

1. Щільності, кг/м3:

Сепарованої нафти;

Гази в нормальних умовах.

2. В'язкості, м 2 /с (або Па · с):

3. Запланований дебіт свердловини, м3/добу.

4. Обводненість продукції пласта, частки одиниці.

5. Газовий фактор, м3/м3.

6. Об'ємний коефіцієнт нафти, од.

7. Глибина розташування пласта (отворів перфорації), м.

8. Пластовий тиск та тиск насичення, МПа.

9. Пластова температура та температурний градієнт, °С, °С/м.

10. Коефіцієнт продуктивності, м3/МПа · добу.

11. Буферний тиск, МПа.

12. Геометричні розміри обсадної колони (зовнішній діаметр та товщина стінки), колони НКТ (зовнішній діаметр та товщина стінки), насоса та занурювального двигуна (зовнішній діаметр), мм.

Підбір установки ЕЦН ведеться у наступній послідовності;

1. Визначається щільність суміші на ділянці «вибій свердловини – прийом насоса» з урахуванням спрощень:

де ρ н-щільність сепарованої нафти, кг/м 3;

ρ в - густина пластової води,

ρ г - густина газу в стандартних умовах;

Г - поточний об'ємний газоміст;

b- обводненість пластової рідини,

2. Визначається вибійний тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:

де Рпл - пластовий тиск;

Q- Заданий дебіт свердловини;

Допрод - коефіцієнтпродуктивності свердловини.

3. Визначається глибина розташування динамічного рівня при заданому дебіті рідини:

4. Визначається тиск на прийомі насоса, при якому газоутримання на вході в насос не перевищує гранично-допустимий для даного регіону та даного типу насоса (наприклад - Г = 0,15):

(при показнику ступеня залежно від розгазування пластової рідини m = 1,0).

де: Рнас – тиск насичення.

5. Визначається глибина підвіски насоса:

6. Визначається температура пластової рідини на прийомі насоса:

де Тпл - пластова температура; Gт – температурний градієнт.

7. Визначається об'ємний коефіцієнт рідини при тиску на вході в насос:

де У- Об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення; b- об'ємна обводненість продукції; Рпр – тиск на вході в насос; Рнас – тиск насичення.

8. Обчислюється дебіт рідини на вході в насос:

9. Визначається об'ємна кількість вільного газу на вході в насос:

де G- Газовий фактор.

10. Визначається газоутримання на вході в насос:

11. Обчислюється витрата газу на вході в насос:

12. Обчислюється наведена швидкість газу у перерізі обсадної колони на вході в насос:

де fСкв - площа перерізу свердловини на прийомі насоса.

13. Визначається справжній газоутримання на вході в насос:

де Зп - швидкість спливання газових бульбашок, що залежить від обводненості продукції свердловини ( Зп = 0,02 см/с при b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).

14. Визначається робота газу на ділянці «вибої – прийом насоса»:

15. Визначається робота газу на ділянці «нагнітання насоса – гирло свердловини»:

де ;

Величини з індексом «буф» відносяться до перерізу гирла свердловини і є «буферним» тиском, газомістом і т.д.

16. Визначається потрібний тиск насоса:

де Lдин - глибина розташування динамічного рівня; Рбуф – буферний тиск; Pг1 – тиск роботи газу на ділянці «вибій – прийом насоса»; P г2 – тиск роботи газу на ділянці «нагнітання насоса – гирло свердловини».

17. За величиною подачі насоса на вході, необхідного тиску (напору насоса) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибирається типорозмір занурювального відцентрового насоса та визначаються величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (подача, напір, ККД, потужність) та в режимі подачі, рівної "0" (натиск, потужність).

18. Визначається коефіцієнт зміни подачі насоса під час роботи на нафтоводогазовій суміші щодо водяної характеристики:

де ν - ефективна в'язкість суміші;

Q oB – оптимальна подача насоса на воді.

19. Обчислюється коефіцієнт зміни ККД насоса через вплив в'язкості:

20. Обчислюється коефіцієнт сепарації газу на вході в насос:

де fСкв - площа кільця, утвореного внутрішньою стінкою обсадної колони та корпусом насоса.

21. Визначається відносне подання рідини на вході в насос:

де QоВ – подача в оптимальному режимі за «водяною» характеристикою насоса.

22. Визначається відносна подача на вході до насоса у відповідній точці водяної характеристики насоса:

23. Обчислюється газоутримання на прийомі насоса з урахуванням газосепарації:

24. Визначається коефіцієнт зміни напору насоса через вплив в'язкості:

Для визначення зміни напору та інших показників роботи відцентрових занурювальних насосів при в'язкості рідини, що значно відрізняється від в'язкості води та в'язкості девонської нафти в пластових умовах (більше 0,03-0,05 см 2 /с), та незначному вмісті газу на прийомі першого ступеня насоса для обліку впливу в'язкості можна скористатися номограмою П.Д. Ляпкова (рис. 5.162).

Номограма побудована для перерахунку характеристики насоса, отриманої при нагнітанні води, характеристику при нагнітанні однорідної в'язкої рідини. На номограмі пунктиром вказані криві для перерахунку характеристики насоса працювати його з емульсією різної в'язкості. Пунктирні криві одержані В.П. Максимовим.

Обмеження застосування номограми за вмістом рідини газу для різних типорозмірів насосів неоднаково. Але можна сказати, що при газоутриманні 5 - 7% і менше у першому ступені насоса вплив газу на роботу насоса можна не враховувати і можна користуватися номограмою.

25. Визначається коефіцієнт зміни напору насоса з урахуванням впливу газу:

де .

26. Визначається напір насоса на воді за оптимального режиму:

Мал. 5.162. Номограма визначення коефіцієнтів перерахунку характеристики ЭЦН з урахуванням в'язкості рідини

27. Обчислюється необхідна кількість щаблів насоса:

де hст - натиск одного ступеня вибраного насоса.

Число Z округляється до більшого цілого значення і зрівнюється зі стандартним числом ступенів вибраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступенів виявляється більше, ніж зазначене в технічній документації на вибраний типорозмір насоса, необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з великим числом ступенів і повторимо, розрахунок, починаючи з п. 17

Якщо розрахункове число ступенів виявляється меншим, ніж зазначене в технічній характеристиці, але їхня різниця становить не більше 5 %, обраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число щаблів перевищує розрахункове на 10 %, необхідно рішення про розбирання насоса і вилучення зайвих щаблів. Іншим варіантом може бути рішення про застосування дроселя в гирловому устаткуванні.

Подальший розрахунок ведеться з п. 18 нових значень робочої характеристики.

28. Визначається ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу та режиму роботи:

де η оВ – максимальний ККД насоса на водяній характеристики.

29. Визначається потужність насоса:

30. Визначається потужність занурювального двигуна:

31. Перевірити насос на можливість відбору важкої рідини.

У свердловинах з можливим фонтануванням або викидом рідини при зміні насоса свердловинного глушення здійснюється заливкою важкої рідини (води, води з обтяжувачами). При спуску нового насоса необхідно відкачати насосом цю «важку рідину» зі свердловини, щоб установка почала працювати оптимальному режимі при відборі нафти. При цьому спочатку необхідно перевірити потужність, яка споживається насосом у тому випадку, коли насос перекачує важку рідину. У формулу для визначення потужності вводиться щільність, що відповідає важкій рідині, що перекачується (для початкового періоду її відбору).

При цій потужності перевіряється можливе перегрів двигуна. По збільшенню потужності та перегріву визначається необхідність комплектації установки потужнішим двигуном.

Після закінчення відбору важкої рідини перевіряється витіснення важкої рідини з НКТ пластовою рідиною, що у насосі. У цьому випадку тиск, створюваний насосом, визначається характеристикою роботи насоса на пластовій рідині, а протитиск на викиді - стовпом важкої рідини.

Необхідно перевірити і варіант роботи насоса, коли відкачування важкої рідини ведеться не в трап, а на вилив, якщо це допустимо за розташуванням свердловини.

Перевірка насоса та занурювального двигуна на можливість відкачування важкої рідини (рідини глушіння) при освоєнні свердловини ведеться за формулою:

де ρ гл – щільність рідини глушення.

При цьому обчислюється напір насоса при освоєнні свердловини:

Величина Нгл порівнюється з натиском Нпаспортної водяної характеристики насоса.

Визначається потужність насоса при освоєнні свердловини:

Потужність, що споживається занурювальним електродвигуном при освоєнні свердловини:

32. Установка перевіряється на максимально допустиму температуру прийому насоса:

де [Т] - максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі занурювального насоса.

33. Установка перевіряється на тепловідведення за мінімально допустимою швидкістю охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки занурювального агрегату і зовнішньою поверхнею занурювального двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку рідини, що відкачується:

де F = 0,785 (D 2 – d 2) – площа кільцевого перерізу;

D- Внутрішній діаметр обсадної колони;

d- Зовнішній діаметр ПЕД.

Якщо швидкість потоку рідини, що відкачується Wвиявляється більше мінімально допустимої швидкості рідини, що відкачується [ W], тепловий режим занурювального двигуна вважається нормальним.

Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на Δ L= 10 - 100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п. 5. Розмір Δ Lзалежить від наявності часу та можливостей обчислювальної техніки розрахунка.

Після визначення глибини підвіски насосного агрегату за інклінограмою перевіряйся можливість встановлення насоса на вибраній глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки та максимального кута відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину та найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких потребує особливої обережності та малих швидкостей спуску при ПРС.

Необхідні для вибору установок дані щодо комплектації установок, характеристики та основні параметри насосів, двигунів та інших вузлів установок дано як у цій книзі, так і у спеціальній літературі.

Для непрямого визначення надійності роботи занурювального електродвигуна рекомендується оцінити його температуру, оскільки перегрів двигуна суттєво знижує термін його роботи. Збільшення температури обмотки на 8 -10 °С вище рекомендованої заводом-виробником знижує термін служби ізоляції деяких видів у 2 рази. Рекомендують наступний перебіг розрахунку. Обчислюють втрати потужності двигуна при 130 °С:

, (5.1)

де b 2 , з 2 та d 2 - розрахункові коефіцієнти (див.); Nн і η д.н. - номінальні потужності та ККД електродвигуна відповідно. Перегрів двигуна визначають за формулою:

. (5.2)

де b 3 та з 3-конструктивні коефіцієнти.

У зв'язку з охолодженням втрати двигуна зменшуються, що враховується коефіцієнтом K t .

де b 5 - коефіцієнт (див. дод. 3).

Тоді втрати енергії у двигуні (Σ N) та його температура ( tдв) дорівнюватимуть:

(5.6)

Температура обмоток статора більшості двигунів не повинна перевищувати 130 °С. При невідповідності потужності обраного двигуна тієї, що рекомендується комплектувальною відомістю, вибирається двигун іншого типорозміру того самого габариту. У деяких випадках можливий вибір двигуна більшого габариту по діаметру, але при цьому необхідні перевірка поперечного габариту всього агрегату та зіставлення його з внутрішнім діаметром колони обсадної свердловини.

При виборі двигуна необхідно враховувати температуру навколишньої рідини та швидкість її потоку. Двигуни розраховані працювати у середовищі з температурою до 90 °З. В даний час лише один тип двигуна допускає підвищення температури до 140 ° С, подальше її підвищення знизить термін служби двигуна. Таке використання двигуна припустимо в особливих випадках. Зазвичай бажано знизити його навантаження зменшення перегріву обмотувальних проводів. Для кожного двигуна рекомендується своя мінімальна швидкість потоку, виходячи з умов його охолодження. Цю швидкість потрібно перевірити.

в) помилки при доборі обладнання через недостатню геологічну інформацію.

Періодичний фонд з УНП-1 знизився на 18 свердловин

На 3 свердловинах вивели у постійний режим за допомогою ЧПУ, на 15 свердловинах зміною типорозміру УЕЦН, переведено у ППД-34 свердловини.

Заходи щодо зниження періодичного фонду у 2005 році

1) Формування системи заводнення (переведення в ППД 20 свердловин).

2) Оптимізація режиму роботи свердловин з УЕЦН (спуск малодебетних установок).

3) Використання гвинтових насосів імпортного виробництва.

4) Продовжити впровадження УЕЦН з ТМС для запобігання помилкам щодо підбору обладнання

Коефіцієнт подачі ЕЦН змінюється не більше від 0,1 до 1,7 (Таблиця 5.5.). У близькому до оптимального режиму (К подачі = 06-12) працюють близько 75% установок.

Таблиця 5.5. Розподіл коефіцієнта подачі ЕЦН на Хохряківському родовищі

З 49 свердловини, що працюють з Кподачі від 0,1 до 0,4, основна кількість (25 свердловин) знаходяться в періодичній експлуатації. За свердловинами №№154, 278, 1030, 916, 902 та 3503 рекомендується провести ревізію підземного обладнання та НКТ.

Перелік свердловин, що працюють з Кподачі більше 1,2, наведено у таблиці 3.6.7. З них для оптимізації на більший типорозмір ЕЦН оптимізували свердловини №№130, 705, 163, 785, 1059

Таблиця 5.6. Перелік свердловин К подачі більше 1,2

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

Загалом за Хохряковським родовищем Коефіцієнт використання свердловин обладнаних ЕЦН, як і рік тому, знаходиться в межах 0,87. Основний показник надійності - напрацювання на відмову за ковзний рік з 1.01.03 р. по 1.01.04 р., за фондом ЕЦН, змінився з 303 до 380 діб, тоді як загалом по ВАТ «ННП» цей показник нижче і знаходиться в межах 330-350 діб. Зростання цього показника вказує на досить високий рівень роботи цеху видобутку з підбору типорозміру ЕЦН, ремонту свердловин, виведення установок на режим та контролю у процесі експлуатації.

На родовищі 74 свердловин (17% від фонду, що дає продукцію) схильні до парафіновідкладень. Згідно з графіком «депарафінізації» всі свердловини зазвичай раз на місяць промиваються гарячою нафтою.

На родовищі 2003 р. було 208 відмов у фонді свердловин обладнаних ЕЦН. Коефіцієнт відмовності становив 0,85 од. (діючий фонд дорівнює 303 свердловин). У 2004 р. на родовищі зафіксовано 229 відмов при більшому чинному фонді – 332 свердловини та, до відмову позитивно зменшився до 0,79 од. У цілому нині по ВАТ «ННП» До отказ. ЕЦН у цей час становив 0,85 од.

5.2 Аналіз причин відмов ЕЦН

Аналіз причин передчасних відмов фонду свердловин обладнаних ЕЦН свідчить про наступну картину див. рис 5.1.4.

До 17% відмов посідає неякісну роботу бригад підземного ремонту свердловин. Де порушуються регламенти спуско-підйомних операцій. Як наслідок це призводить до пошкодження кабелю, неякісного монтажу ЕЦН, негерметичності НКТ, поганого промивання свердловин.

18% відмов посідає частку свердловин працюючих у періодичному режимі, викликаних слабким припливом, і навіть не відповідністю типорозміру насосів з умовами експлуатації.

У 13% відмов причини не було виявлено, тому що порушувався регламент проведення розслідування.

1. 10% відмов відбуваються через відкладення твердих асфальто-смоліністо-парафінових відкладень разом з окалиною, піском, глинистими частинками та іржею.

2. 9% відмов через винос пропанту в свердловинах після ГРП, що призводить до заклинювання валів і виведення з ладу насосів.

3. 8% відмов відбувається через безконтрольну експлуатацію – це порушення графіка депарафінізації, відсутність контролю за виносом КВЧ та ін.

4. 6% відмов відбувається через відсутність контролю над виведенням установок на режим.

5. У 5% випадках відмова відбувалася через заводський шлюб, приховані дефекти, неякісні комплектації занурювального та наземного насосного обладнання.

У 2004 р. на вузли занурювального обладнання, у тому числі на занурювальний кабель, були встановлені термоіндикатори для визначення температури свердловини в зоні роботи УЕЦН. П'ять установок з термоіндикаторами були спущені в свердловини з важкими запусками, з винесенням механічних домішок визначення критичних ділянок нагріву. Установки відпрацювали в середньому до 100 діб, відмовили через зниження опір ізоляції до 0 на будівельній довжині кабелю. У всіх випадках при дефектації кабелю виявлено оплавлення ізоляції жив у районі 150 м від зросту подовжувача за температури 130 °С.

За отриманими результатами у 2004 році при ремонтах свердловин високодебетного фонду збільшено довжину термостійкого подовжувача КРБК до 120 м та використовується вставка 500 м із кабелю 3 групи.

Для вдосконалення роботи фонду свердловин обладнаних ЕЦН рекомендується:

Освоювати і виводити свердловини режим слід пересувної установкою перетворювача частоти типу УППЧ (Электон-05»). Установка дозволяє, за певних технічних умов (глибина спуску ЕЦН, є запас за потужністю занурювального електродвигуна), скорочувати час виведення свердловини на пускових режимах, що щадять, збільшувати депресію на пласт, усувати заклинювання ЕЦН шляхом створення підвищених крутних моментів;

Особливу увагу при виборі типорозміру установок та глибин спуску (депресії) слід приділяти фонду свердловин, у яких проведено ГРП. Освоєння свердловин після ГРП струминними насосами на піскопроявляючому фондах, слід застосовувати зносостійкі установки УЕЦН типу ARH, призначені для перекачування рідини cКВЧ до 2 г/л. Крім того, на цьому фонді слід відпрацювати технології із закріплення ПЗЗ, застосовувати підземні пристрої для захисту насоса від хутряних домішок (фільтри та шламовловлювачі для ЕЦН – ЗАТ «Новомет» м Прем);

На періодичному фонді застосовувати переважно високонапірні, низькопродуктивні насоси типу ЕЦН 20, 25 і оцінити можливість збільшення глибини спуску ЕЦН, а також перекладу низькодебітних свердловин на УШГН і струменеві насосні установки.

Для зниження аварій по розчленуванню ЕЦН рекомендується застосовувати пристрої, що знижують вібрацію установок – центратори валу насоса, амортизатори, страхувальні муфти – (ВАТ «ТТДН» м Тюмень);

Значна частка відмов посідає якість робіт бригад ПРС і ВРХ. Використання бригад високої кваліфікації та здійснення контролю під час проведення не штатних робіт значно збільшить надійність видобувного фонду.

Принцип роботи видобувного фонду свердловин, обладнаних ЕЦН, залежить від глибини спуску насосного обладнання.

У 2004 р. розподіл фонду свердловин обладнаних ЕЦН за глибинами спуску насоса та характеристика їх роботи на Хохряківському родовищі виглядає таким чином, див. таблицю 5.7. та малюнок 5.1.5. - 5.1.8.

Аналіз фонду свердловин обладнаних ЕЦН з погляду надійності та ефективності залежно від глибин спуску на Хохряківському родовищі показав, що ЕЦН спускаються на глибину від 1200 до 2400 м. Весь робочий інтервал глибин спуску розбитий на шість груп, у кожній з яких працює від 15 120 свердловин обладнаних ЕЦН.

Таблиця 5.7. Основні технологічні показники роботи свердловин обладнаних ЕЦН

Глибина спуску ЕЦН, м.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Більше2400
Кількість свердловин, од.	15	55	65	120	40	25
Дебіт рідини, м 3 /сут	190	120	100	95	75	67
Обводненість, %	96	86	66	54	47	35
Порівн. відпрацьований час свердловини на рік, добу	342	329	350	346	338	337

Найбільші дебіти по рідині відзначаються у двох групах свердловин - у діапазоні спуску ЕЦН від 1200-1400 м та 1800-2000 м. У цих же діапазонах насосне обладнання відпрацьовує більше днів по 346-350 діб.

Нижчі відсотки обводненості спостерігаються під час експлуатації ЕЦН з глибиною спуску понад 2000 м-коду.

Т.о. результати аналізу залежності основних характеристик роботи свердловин, обладнаних ЕЦН, показують, що зниження глибин спуску до 2200-2400 м не дає істотного погіршення роботи ЕЦН. Як показано на рис. 5.1.8. динамічні рівня знижуються через зміну установок меншого розміру на тип великого розміру та зниження пластового тиску та нерівномірної системи заводнення.

Енергетичний стан покладу

p align="justify"> Відставання розвитку системи ППД від поточного стану відборів рідини призвело в останні роки до зниження пластового тиску в зоні відбору.

Станом на 1.01.2004 р. тиск у зоні відборів знизився до 19,5 МПа (рис. 5.8), різниця між початковим та поточним пластовими тисками склала 4,2 МПа.

На зниження пластового тиску далося взнаки, так само інтенсивне буріння, яке велося протягом 2000-2001 років. у східній частині родовища, що не передбачене проектом. Як наслідок цього у східній частині спостерігається відставання у формуванні системи ППД, що при форсованих відборах відразу ж позначається на енергетичному стані ділянок.

Видобуток нафти УЕЦН

4.3.1. Загальні відомості про експлуатацію свердловин,
обладнаних установками електричних занурювальних
відцентрових насосів (УЕЦН)

Установки електричних занурювальних відцентрових насосів відносяться до класу безштангових установок і відіграють у нафтовидобувній промисловості Росії визначальну роль за обсягом до нафти. Вони призначені для експлуатації свердловин, що видобувають, різної глибини з різними властивостями продукції, що видобувається: безводна малов'язка і середньої в'язкості нафта; обводнена нафта; суміш нафти, води та газу. Природно, як і ефективність експлуатації свердловин УЭЦН може істотно відрізнятися, т.к. властивості відкачуваної продукції впливають на вихідні параметри установки.

Крім того, УЕЦН мають незаперечні переваги перед штанговими установками не тільки за рахунок перенесення приводного електродвигуна на забій і ліквідації колони штанг, що істотно підвищує ККД системи, але і за рахунок значного діапазону робочих подач (від кількох десятків до кількох сотень м 3 /добу ) та напорів (від кількох сотень до кількох тисяч метрів) при порівняно високому напрацюванні установки на відмову.

Підбір типорозміру та комплектації УЕЦН для конкретної свердловини, розрахунок очікуваного технологічного режиму роботи свердловини та параметрів занурювального обладнання виконуються як програмним комплексом, інтегрованим у корпоративну базу даних НВК «АЛЬФА», так і за методикою, обраною головним технологом (начальником ПТО) НГДУ умов даного родовища (пласту).

Розрахунок оптимального режиму роботи свердловини провадиться геологічною службою НГДУ. За заданими геологами параметрами технологічна служба здійснює підбір типорозміру УЕЦН та параметрів занурювального обладнання у ПК «Автотехнолог», адаптованого до умов родовищ нафтогазовидобувного управління.

Відповідальність за розрахунок очікуваного дебіту за очікуваного динамічного рівня, достовірність інформації та повноту занесення до бази даних НВК «Альфа» результатів дослідження свердловин несе провідний геолог ЦДНГ. Відповідальність за правильний підбір типорозміру насоса та визначення глибини спуску несе технолог ЦДНГ.

При розрахунках підбору електронасосу необхідно враховувати:

- Використання фактичного коефіцієнта продуктивності, оптимального відбору рідини зі свердловини при дотриманні умови неперевищення максимально допустимої депресії на пласт і проектом розробки родовища;

– питома вага відкачування рідини глушіння при виведенні на режим для забезпечення подачі пластової рідини при очікуваному динамічному рівні, буферному тиску та втратах на тертя у підйомному ліфті та нафтозбірному колекторі до ДНС, роботи ЕЦН у зоні оптимального режиму (0,8÷1,2 Q ном);

Можливість зміни продуктивності УЕЦН із використанням
станції керування з частотним перетворювачем (СУсПП).

Для свердловин із вмістом води у продукції, що видобувається, понад 90% занурення під динамічний рівень УЕЦН має бути не більше 400 метрів.

Критичні дебіти (депресії) кожної конкретної свердловини у водоплавних та газонафтових покладах визначаються відділом розробки НГВУ (геологом ЦДНГ) на підставі досвіду експлуатації свердловин з ідентичними геолого-технічними характеристиками привибійної зони.

У місці підвіски занурювального агрегату кривизна стовбура свердловини не повинна перевищувати:

Для УЕЦН-5 габариту за формулою: a = 2arcsin ^P s: ,

де: а- кривизна стовбура свердловини у місці підвіски УЕЦН, градус/10 м;

S- зазор між внутрішнім діаметром обсадної колони та максимальним діаметральним габаритом установки, м;

L -довжина установки від нижнього торця компенсатора до верхнього торця насоса м;

Для УЕЦН-5 при діаметрі експлуатаційної колони 146 мм –6 хвилин на 10 метрів, при діаметрі експлуатаційної колони 168 мм –12 хвилин на 10 метрів;

Для УЕЦН-5А при діаметрі експлуатаційної колони 146 мм –3 хвилини на 10 метрів, при діаметрі експлуатаційної колони 168 мм –6 хвилин на 10 метрів;

За відсутності ділянок із зазначеною інтенсивністю викривлення вибирається ділянка з мінімальною для цієї свердловини її величиною та узгоджується з головним інженером НГВУ.

За наявності у свердловині ділянок з інтенсивністю викривлення, що перевищує 2 0 /10 м, у тижневій заявці від НГДУ має бути зазначена необхідність комплектації УЕЦН для даної свердловини ПЕД з діаметром 103 мм (ПЕД потужністю до 45 кВт, включно).

У зоні роботи занурювальної установки відхилення стовбура свердловини від вертикалі має перевищувати 60 градусів.

Максимальний гідростатичний тиск у зоні роботи УЕЦН не повинен перевищувати 20 МПа (200 кгс/см2).

Конструкція колони НКТ повинна забезпечувати міцність підвіски при заданій глибині спуску та конструкції свердловини.

Занурення насоса під динамічний рівень визначається вмістом вільного газу продукції свердловини (у пластовій рідині) в умовах прийому насоса: до 25% - без газового сепаратора, 25-55% -з газовим сепаратором, до 68% - з газосепаратором-диспергатором, до 75 % - з вітчизняною чи імпортною мультифазною системою.

Технічні вимоги до середовища - пластової рідини (суміші нафти, попутної води, мінеральних домішок і нафтового газу):

Максимальна щільність водонафтової суміші - 1400 кг/м 3 ;

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

- Максимальний вміст попутної води - 99%;

- Водневий показник попутної води (pH) - 6,0-8,5;

– температура рідини, що перекачується:

- Для звичайного виконання - до +90 ° С;

– для теплостійкого виконання – до +140 °С;

– для звичайного виконання – до 100 мг/л;

– для зносостійкого виконання – до 500 мг/л;

У комплекті підвіски УЕЦН допускається застосування додаткових допоміжних елементів лише заводського виконання або виготовлених за стандартами ВАТ «Сургутнафтогаз».

Максимальна температура рідини, що перекачується, в зоні роботи занурювального агрегату не повинна перевищувати паспортних даних ПЕД і кабельних подовжувачів, що застосовуються у ВАТ «Сургутнафтогаз». При розрахункових очікуваних величинах умов експлуатації на прийомі насоса за температурою понад +120 °С технологом ЦДНГ у заявці на обладнання ЦППО ЕПУ вказується необхідна комплектація обладнання теплостійкості.

Основні положення підбору УЕЦН наведені нижче:

1. Щільність суміші на ділянці «вибій свердловини – прийом насоса»:

■ з

(р Ь + р (1 - Ь)) (1 - F) + p F.

де: ρ н– щільність сепарованої нафти, кг/м 3 ρ в- Щільність пластової води, ρ г- Щільність газу в стандартних умовах, Г– поточний об'ємний газоміст, b- Обводненість пластової рідини.

2. Вибійний тиск, при якому забезпечується заданий дебіт свердловини:

де: Р пл- пластовий тиск,

Q- Заданий дебіт свердловини,

До прод- Коефіцієнт продуктивності свердловини.

3. Глибина розташування динамічного рівня при заданому дебіті рідини:

Техніка та технологія видобутку нафти

4. Тиск на прийомі насоса, при якому газоутримання на вході в насос не перевищує гранично допустиме для даного регіону (наприклад: F= 0,15):

Р = Р. (I - Г).

де до -ступінь кривої розгазування.

5. Глибина підвіски насоса:

де: B- Об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення, b- Об'ємна обводненість продукції,

14. Робота газу дільниці «вибій – прийом насоса»:

Величини з індексом « буф»відносяться до перерізу гирла свердловини і є «буферними» тиском, газомістом і т.д.

16. Потрібний тиск насоса:

де: L дін- Глибина розташування динамічного рівня;

P буф- Буферний тиск;

P Г1- Тиск роботи газу на ділянці «вибій - прийом насоса»;

P Г2- Тиск роботи газу на ділянці «нагнітання насоса - гирло свердловини».

17. За величиною подачі насоса на вході, потрібного тиску (напору насоса) і внутрішнього діаметра обсадної колони вибираємо типорозмір занурювального відцентрового (або гвинтового, діафрагмового) насоса і визначаємо величини, що характеризують роботу цього насоса в оптимальному режимі (подача, напір, напір ) та в режимі подачі, що дорівнює 0 (напір, потужність).

18. Коефіцієнт зміни подачі насоса при роботі на нафтоводо-газовій суміші щодо водяної характеристики:

де: ν – ефективна в'язкість суміші;

Q o У- Оптимальна подача насоса на воді.

24. Коефіцієнт зміни напору насоса через вплив в'язкості:

де h -напір одного ступеня вибраного насоса.

зг

Число Z округляється до більшого цілого значення і порівнюється зі стандартним числом ступенів вибраного типорозміру насоса. Якщо розрахункове число ступенів виявляється більше, ніж зазначене в технічній документації на вибраний типорозмір насоса, необхідно вибрати наступний стандартний типорозмір з великим числом ступенів і повторити розрахунок, починаючи з п.17.

Якщо розрахункове число ступенів виявляється меншим, ніж зазначене у технічній характеристиці, але їх різниця становить не більше 5%, обраний типорозмір насоса залишається для подальшого розрахунку. Якщо стандартне число щаблів перевищує розрахункове на 10%, то необхідно рішення про розбирання насоса та вилучення зайвих щаблів. Подальший розрахунок ведеться з п.18 нових значень робочої характеристики.

28. ККД насоса з урахуванням впливу в'язкості, вільного газу та режиму роботи:

V - / Ci. "K w " fCijr,

де ri o6- максимальний ККД насоса водяної характеристики.

Техніка та технологія видобутку нафти

29. Потужність насоса:

де: η ПЕД- ККД занурювального електродвигуна,

cosϕ - коефіцієнт потужності двигуна при робочій температурі.

31. Перевіряємо насос та занурювальний двигун на можливість відкачування важкої рідини (рідини глушіння) при освоєнні свердловини:

Ргл = Ргл

1_. р+р+р

■- П буф Г заб^ ПЛ"

де ρ ГЛ- Щільність рідини глушення.

Обчислюємо напір насоса при освоєнні свердловини:

Величина Н ГЛпорівнюється з паспортною водяною характеристикою. Визначаємо потужність насоса при освоєнні свердловини:

Потужність, що споживається занурювальним електродвигуном при освоєнні свердловини:

32. Перевіряємо установку на максимально допустиму температуру прийому насоса:

Т> [Т]

де [ T] – максимально допустима температура рідини, що відкачується на прийомі занурювального насоса.

^t Довідник майстра з видобутку нафти, газу та конденсату

33. Перевіряємо установку на тепловідведення за мінімально допустимою швидкістю охолоджуючої рідини в кільцевому перерізі, утвореному внутрішньою поверхнею обсадної колони в місці установки занурювального агрегату і зовнішньою поверхнею занурювального двигуна, для чого розраховуємо швидкість потоку рідини, що відкачується:

де: F = 0,785 ■ -площа кільцевого перерізу; D- Внутрішній діаметр обсадної колони; cf-зовнішній діаметр ПЕД.

Якщо швидкість потоку рідини, що відкачується, виявляється більше [W](де [W] -мінімально допустима швидкість рідини, що відкачується), тепловий режим занурювального двигуна вважається нормальним.

Якщо вибраний насосний агрегат не в змозі відібрати необхідну кількість рідини глушіння при вибраній глибині підвіски, вона (глибина підвіски) збільшується на л! = 10 - 100 м, після чого розрахунок повторюється, починаючи з п.5. Величина &Lзалежить від наявності часу та можливостей обчислювальної техніки споживача.

Після визначення глибини підвіски насосного агрегату по інкліно-грамі перевіряється можливість встановлення насоса на вибраній глибині (за темпом набору кривизни на 10 м проходки та максимального кута відхилення осі свердловини від вертикалі). Одночасно з цим перевіряється можливість спуску обраного насосного агрегату в дану свердловину та найбільш небезпечні ділянки свердловини, проходження яких потребує особливої обережності та малих швидкостей спуску при ПРС.

Після остаточного підбору глибини спуску свердловинного агрегату вибирається тип кабелю (по робочому струму і температурі рідини, що відкачується) і типорозмір трансформатора (по робочому струму і напрузі). Після закінчення підбору обладнання визначається потужність, яка споживається установкою:

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

де: aWjus = - ~ "" : - втрати потужності в кабелі

/ - Робочий струм ПЕД, Л; L -довжина струмопровідного кабелю, м;

p t- опір погонного метра кабелю за робочої температури, Ом/м ■ мм 2 ;

S- площа поперечного перерізу жил кабелю, мм 2;

Д Л/т = (1 - Ti) (Л/тп + A AL) - втрати потужності в трансформаторі,

г] тр -ККД трансформатора.

Під підбором УЕЦН до нафтових свердловин, у вузькому, конкретному значенні, розуміється визначення типорозміру або типорозмірів установок, що забезпечують заданий видобуток пластової рідини зі свердловини при оптимальних або близьких до оптимальних робочих показниках (подачі, натиску, потужності, напрацювання на відмову та ін.). У більш широкому розумінні під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємопов'язаної системи "нафтовий пласт - свердловина - насосна установка" та вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але зрештою всі вони мають бути спрямовані на один кінцевий результат - мінімізацію собівартості одиниці виробленої продукції - тонни нафти. Спочатку встановлюють необхідні вихідні дані: вибирають рівняння припливу; визначають властивості нафти, води, газу та їх сумішей, які передбачається відкачувати зі свердловини; конструкцію експлуатаційної обсадної колони. Глибину спуску насоса L H знаходять з урахуванням витратного газоутримання нафтогазового потоку на вході р вх за методикою, подібною до методики визначення глибини спуску штангового насоса. Для цього будують криві розподілу тиску і витратного газоутримання потоку р вздовж обсадних труб кроками від вибою знизу вгору, починаючи від заданого вибійного тиску, що визначається за рівнянням припливу для відомого дебіту (відповідно криві / і 3 на рис. VIII. 18). Витратний газоміст потоку - відношення об'ємної витрати Vгазу на ділянці до загальної витрати суміші газу та рідини q -визначають за формулою β=V/(V+q).По кривій 3 (див. рис. VIII.18) оцінюють попередню глибину спуску насоса (за допустимими значеннями об'ємного газоутримання на прийомі насоса; p BX = 0,05-f-0,25) та тиск ров х(По кривій /). Зазначені межі витратного газоутримання на вході в насос встановлені за даними випробувань УПЕЦН під час відкачування газованої рідини. Якщо β вх = 0÷0,05, то газ слабко впливає на роботу насоса, якщо β вх = 0,25÷0,3, відбувається зрив подачі насоса. Практично доцільним є тиск на прийомі насоса не менше 1-1,5 Мпа. Для визначення тиску на викиді насоса р„ик, тобто в самому нижньому перерізі НКТ, розраховують розподіл тиску в трубах також кроками зверху вниз від відомого гирлового тиску р у,рівного тиску у системі збору (див. рис. VIII.18, крива 2). У цьому випадку враховують часткову сепарацію газу у прийому насоса, який рухається вгору по кільцевому простору, минаючи насос, і через зворотний клапан відводиться в викидну лінію.

При розрахунку розподілу тиску в НКТ їхній діаметр dвстановлюють з урахуванням дебіту:

За знайденими значеннями р зі заданому дебіту Qжсу за стандартних умов ще не можна вибрати доцільну характеристику насоса з достатньою точністю, бо в заводських характеристиках, що будуються за даними процесу відкачування води, не враховується вплив властивостей газорідинних сумішей та термодинамічних умов роботи насосних агрегатів. Фактична витрата рідини через насос відрізнятиметься від заданих значень Qжсу у зв'язку з тим, що рідини, що відкачується насосом, може розчинитися велика кількість газу. Рідина, що омиває електродвигун, нагрівається. Крім того, в ній міститься деяка кількість вільного газу і ці фактори сприяють суттєвому збільшенню обсягу газорідинної суміші (ГЖС), що проходить через насос (порівняно із заданим дебітом за стандартних умов Qжсу) ). Слід враховувати, що витрата ГЖС по довжині насоса у зв'язку зі зростанням тиску до викиду та зменшенням кількості вільного газу в рідині виявляється непостійним. У свою чергу, властивості рідини і її в'язкість впливають на напірну характеристику насоса. підйому води з водозабірних та артезіанських свердловин, для роздільної експлуатації кількох пластів однією сіткою свердловин.

Система розробки. Основні поняття опрацювання.

Розробка нафтових родовищ– багатопараметровий процес кожна технологічна ланка цього процесу має працювати у оптимальному режимі, що у своє чергу створює ієрархію критеріям оптимізації. У таких умовах необхідно виявити стратегічний успіх у процесі розробки родовищ та визначити головні критерії. Системи розробки- Сукупність взаємопов'язаних інженерних рішень, що визначають об'єкт розробки, послідовність і темп їх розбурювання та облаштування, наявність або відсутність впливу на пласт, число, співвідношення і розташування добувних і нагнітальних свердловин, кількість резервних свердловин, управління процесом розробки, охорона надр та навколишнього середовища. Будь-яку систему розробки можна класифікувати за 2 основними ознаками:1).За наявністю чи відсутністю впливу на пласт. 2) За системою розміщення свердловин. Кожну систему розробки можна характеризувати такими параметрами: 1) Коефіцієнт щільності сітки свердловин - Sс, Sс = F / n. [га / КВ]; F – пощадь родовища; n - число свердловин; 2). Параметр Крилова Nкр. = V поч. извлеч.зап. / n, [т. запаси, що видобуваються, припадають на 1 свердловину; 3) Параметр інтенсивності системи розробки Wінт. = n НАГН. / n Здобуток. (1; 0,5; 0,3); 4). Параметр резервних свердловин Wрез.=n РЕЗ./n заг. (0,1-0,3). Вибір системи розробки.Вибір залежить від таких факторов:1.Природно-кліматичних умов; 2.Розмір та зміна покладу нафти; З. Геологічна особливість будови; 4.Неоднорідність продуктивних пластів; 5. Фізичний стан вуглеводнів; 6. Наявність ресурсів робочих агентів; 7. Природний режим покладів; 8.Властивості нафти.

Система розробки без впливу пласт.Розробка здійснюється у таких випадках: 1). Коли природний енергетичний баланс покладу заповнюється природним чином і технологія ефективно здійснюється за рахунок природних джерел енергії; 2). Відсутність робочого агента. З). Коли технологія з впливом є не ефективною. При розробці покладу без впливу на пласт на режимі виснаження (пружний, режим розчиненого газу) свердловини, що видобувають, розташовуються на площі по рівномірних сітках, прямокутних або квадратних.

Під підбором насосних установок до нафтових свердловин, у вузькому, конкретному значенні, розуміється визначення типорозміру або типорозмірів установок, що забезпечують заданий видобуток пластової рідини зі свердловини при оптимальних або близьких до оптимальних робочих показниках (подачі, натиску, потужності, напрацювання на відмову та ін.). . У ширшому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємопов'язаної системи «нафтовий пласт - свердловина - насосна установка» та вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але зрештою всі вони мають бути спрямовані на один кінцевий результат - мінімізацію собівартості одиниці виробленої продукції - тонни нафти.

Підбір установок відцентрових насосів до нафтових свердловин ведеться за алгоритмами, в основу яких покладено багаторазово апробовані в нафтовій промисловості положення та результати робіт, присвячених вивченню фільтрації рідини та газу в пласті та привибійній зоні пласта, руху газо-водо-нафтової суміші по необсадних трубах. законам зміни газоутримання, тиску, щільності, в'язкості і т.д., вивченню теорії роботи відцентрових занурювальних агрегатів, в першу чергу - свердловинних відцентрових насосів, на реальній пластовій рідині.

У цьому розділі розглянуто основні положення методики підбору УЕЦН до нафтових свердловин.

Роботи зі створення методик підбору УЕЦН до свердловин почалися практично одночасно із створенням самих установок ЕЦН.

Основний принцип підбору УЕЦН до нафтової свердловини полягає у забезпеченні нормованого дебіту свердловини з мінімальними витратами, що враховують і капітальні та експлуатаційні витрати та надійність обладнання.

При створенні цієї методики було вивчено і по можливості використано досвід, накопичений нафтовиками протягом багаторічної експлуатації електронасосів. Було виконано ряд оригінальних досліджень, що дозволили в результаті дати аналітичний опис системи «свердловина-насос - ліфт-рідина».

Облік надійності проводиться за температурі ПЕД, що розраховується. Таким чином, безумовно доцільним варіантом вибору насоса є той, для якого газоміст велике, а витрати і температура ПЕД малі.

У деяких випадках може виявитися доцільним віддати перевагу варіанту з більшими витратами, але з меншою температурою ПЕД, що в результаті може дати зниження витрат через різке підвищення надійності установки.

Вибраний типорозмір насоса повинен відповідати умовам освоєння свердловини заглушеною водою. Ця умова визначається необхідним для збудження свердловини зниженням рівня води та натиском, який може розвинути насос при мінімальній необхідній для освоєння свердловини та охолодження електродвигуна при відборі рідини.

Очевидно, натиск потрібний для освоєння свердловини перевищить напір в режимі роботи свердловини, що встановився, особливо при відкачуванні безводної газованої нафти. Збіг режиму роботи свердловини з оптимальним режимом насоса забезпечує максимальний к.п.д. насос. Збіг оптимального режиму насоса з режимом освоєння призводить до зміщення режиму, що встановився вправо від оптимуму і до зниження к.п.д. насос.

Для застосовуваного ряду типорозміру насосів відношення максимального напору оптимального на воді знаходиться в межах 1,2ч1,5.

Де - необхідне освоєння зниження рівня води у свердловині від гирла; - Глибина фільтра; - пластовий тиск; - мінімально необхідна депресія на пласт, що забезпечує освоєння свердловини; - Тиск на буфері свердловини; до - коефіцієнт залежить від конкретного типорозміру ()

При застосуванні пакерів-відсікачів, що виключають глушіння свердловини водою, зазначене обмеження може бути зняте.

Усі необхідні вихідні характеристики рідини, свердловини, ліфта, насоса та системи збору представлені в таблиці 10.1. Характеристики насосів наведені в таблиці 10.2.

1. Визначити питому вагу пластової рідини

де - Питома вага сепарованої нафти, т/м3; - Питома вага газу, т/м3; - пластовий газовий фактор, м3/м3; - Питома вага води, т/м3; - обводненість об'ємна; д.од.; - об'ємний коефіцієнт нафти

2. Визначити вибійний тиск

де – пластовий тиск, атм; - дебіт рідини проектний, м3/добу; - Коефіцієнт продуктивності, м3/сут;

3. Визначити роботу газу у ліфті

де – діаметр насосно-компресорних труб, дюйм; - Буферний тиск, атм.

4. Визначити тиск, що розвивається насосом

де - Глибина пласта, м; - буферний тиск, атм; - робота газу в НКТ, м3/м2;

5. Визначити коефіцієнт тиску

де - поправочний коефіцієнт, що враховує зміну коефіцієнта тиску від числа щаблів Z.

- Оптимальний тиск на воді насоса, що підбирається, кг/см2;
6. Визначити відносну подачу насоса рідкою фазою в умовах мірника

де -оптимальна подача на воді насоса, що підбирається, м3/сут;

7. Для заданої обводненості b=0,8 щодо відносної подачі, отриманої в пункті 6, і за коефіцієнтом тиску, розрахованим у пункті 6 визначаємо газоутримання на вході в насос.
* Величина повинна лежати при заданому значенні коефіцієнта подачі в межах поля, що відповідає подачі по воді в діапазоні 0,7-1,2 (від оптимальної).

За відсутності рішення в цій галузі допускається приймати значення коефіцієнта подачі, що дають величину коефіцієнта тиску в області обмеженої пунктирними лініями, що відповідає подачі на воді в діапазоні 0,5-1,4 (від оптимальної)

Знаходимо значення газоутримання рівним 0,07.

8. Визначити коефіцієнт М, що враховує зміну газозмісту з обводненістю.
9. Знайти величину коефіцієнта з виразу:

де – тиск насичення, атм; - атмосферний тиск, атм;

Вирішуючи це рівняння, знаходимо рівним 0,441.

10. Визначити тиск на вході в насос
11. Визначити підвіску насоса, виходячи з умови відсутності «водяної подушки» на вибої

де - тиск на вході в насос, атм

З розрахунків я вибираю УЭЦН5-130-600,оскільки є оптимальним для родовища Узень.

Таблиця 10.1 – Вихідні дані для підбору ЕЦН

	Заміряні та звітні дані	Позначення	Розмірність	Значення
	Питома вага сепарованої нафти
	В'язкість нафти у пласті
	Обводненість об'ємна
	Газовий фактор
	Питома вага води
	Об'ємний коефіцієнт нафти
	Тиск насичення
	Пластовий тиск
	Глибина пласта (для вертикальних свердловин глибина фільтра)
	Коефіцієнт продуктивності
	Буферний тиск
	Дебіт рідини проектний
	Діаметр ліфта
	Температура пласта
	Питома вага газу
Тип насоса ЕЦН
	Подання на оптимальному режимі на воді
	Тиск на оптимальному режимі на воді
	Число ступенів

Таблиця 10.2 – Характеристики насосів

Типорозмір	Число ступе-ній	Подача води на оптимальному режимі	Тиск на оптимальному режимі







ЕЦН5-130-1200
2ЕЦН5-130-1200
ЕЦН5А-160-1100


ЕЦН5А-360-600

1ЕЦН6-100-900рх
ЕЦН6-100-1500

ЕЦН6-160-1100
1ЕЦН6-160-1450

2ЕЦН6-250-1050рх
ЕЦН6-250-1400