Подбор уэцн к скважине

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Проектирование погружаемого насосного агрегата обычно не представляет собой сложной задачи, особенно, если имеются надежные исходные данные. Однако, при недостаточности информации, в частности относительно дебита скважины, конструкция может быть неэффективной.

Недостаток исходных данных зачастую приводит к неправильному выбору типоразмера насоса и к высоким эксплуатационным расходам. Неправильно выбранный насос может работать за пределами своего эксплуатационного диапазона, что приводит к недогрузке или перегрузке электродвигателя, либо к быстрому дренированию скважины, что может привести к повреждению пласта. Другой крайностью является недостаточность мощности насоса для достижения требуемой производительности.

Зачастую используются данные других скважин того же месторождения или близлежащих районов, в предположении, что скважины одного и того же продуктивного горизонта будут иметь аналогичные характеристики. К сожалению, для целей инженерного выбора типоразмеров погружаемого насосного оборудования скважины скорее напоминают отпечатки пальцев - среди них нет двух одинаковых.

Процедура выбора параметров оборудования может существенно зависеть от характеристик скважинного флюида.

1) Вычисляем плотность жидкости / 4.стр178/:

SpGr = 141,5/131,5 + АНИ; (5.6.)

SpGr = 141,5/131,5 + 42 = 0,816.

2) Пересчитаем высоту жидкости над зоной перфорации /4,стр. 178/:

Статический уровень над зоной перфорации (Y стат. ур.з. перф ) равен глубине перфорации минус статический уровень жидкости; (5.7.)

Динамический уровень над зоной перфорации (Y дин.ур.з. перф) равен глубине перфорации минус рабочий уровень жидкости;

3) Рассчитаем максимальный дебит /4, стр.178/:

Pwf / Pr = 3610 / 4600 = 0,785

Qмах = 999,3/0,785 = 1273 СБС (324 м3/сут). (5.8.)

4) Новый динамический уровень равен /4, стр.179/:

5) Рассчитаем уровень жидкости над насосом /4, стр.179/:

Уровень жидкости над насосом равен глубине установки минус динамический уровень жидкости; (5.10.)

6) Рассчитаем давление на приеме насоса /4, стр.179/:

Р пр. нас. = Y з.перф * 0,905/2,31; (5.11.)

Р пр. нас. = 2310 * 0,905/2,31 = 905 Psi (6,363 МПа).

7) Потери на трение в лифтовых трубах в среднем составляют 36фут/500фут. Рассчитаем потери на трение при глубине установки насоса в 6500 фут /4 стр. 179/:

Р тр. = 36 * 6500/500 = 468 фут. (73,1 м). (5.12.)

8) Рассчитаем напор на выкиде /4, стр.179/:

Н вык = Р уст * 2,31/0,905; (5.13.)

Н вык = 240 * 2,31/0,905 = 612,6 фут. (95,6 м).

9) Находим высоту вертикального столба жидкости /4, стр. 179/:

10) Найдем глубину погружения насоса /4, стр. 179/:

ПНД = Ндин. + Нвык. + Ртр.; (5.15.)

ПНД = 4189 + 612,6 + 468 = 5269,6 фут. (721 м).

11) Рассчитаем газовый фактор /4, стр. 180/:

ГФ = ГЖФ / Доля нефти; (5.16.)

ГФ = 70 / 0,65 = 108 нкф/СБ. (60 м3/м3)

12) Определим количество жидкости, которое необходимо откачать /4, стр. 180/:

Vж = Qн * ОКН; (5.17.)

Vж = 999,3 * 1,1 = 1099 баррелей жидкости (315,6 м3).

13) По производительности 1099 попадает в диапазон насоса RA-16 (приложение Г). Насос ODI RA-16 для обсадных труб наружным диаметром 5 1/2

14) Определим напор одной ступени по техническим данным для насоса RA-16 = 25,5 футов на ступень (7,7 м) /4, стр. 180/:

Кст = 5269,6 / 25,5 = 206 ступеней.

Найдем более близкое по количеству ступеней в продажном каталоге для RA-16 подходящим является 196 и 210 ступеней. Мы выбираем 196 ступеней.

15) Определим мощность двигателя, необходимую для заданного насоса /4, стр. 181/:

N = Кcт. * Nст. * rнефти; (5.18.)

N = 196 * 0,455 * 1 = 89 л.с. (37,2 кВт)

Выбрали двигатель 55 серии мощностью 95 л.с.

16) Кабельные бандажи:

17) Подберем частотный преобразователь Электроспид:

При изменении частоты погружаемая насосная система с регулируемой частотой (ПНСРЧ) дает большие потенциальные возможности для увеличения производительности, снижения непроизводительных затрат времени и увеличения рентабельности. Погружная насосная система с регулируемой частотой может быть использована для повышения к.п.д. в целом ряде случаев, включая скважины с высокой вязкостью нефти, заводняемые скважины и т.п.

Эта система позволяет получить диапазон производительностей погружаемого насоса от 16 м3/сутки до 160 м3/сутки. Прежде чем применять систему с изменяющейся частотой следует понять эффект изменения частоты вращения погружаемого насоса.

При частоте 50 Гц дано:

Если выбрана новая частота в 60 Гц, то:

1) Рассчитаем новую подачу /4, стр. 183/:

Qн = fн/50 * Qпри 50Гц (5.19.)

Qн = 60/50 * 200 = 240 м3.

2) Новый напор равен /4, стр. 183/:

Нн = (60/50)2 * 25,5 = 30,6 м.

3) Рассчитаем новую мощность электродвигателя /4, стр. 184/:

Nн = (fн/50)3 * Nпри 50Гц; (5.21.)

Nн = (60/50)3 * 95 = 164,16 л.с. (68,7 кВт)

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН)

УЭЦН предназначены для откачки из скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси.

Российский рынок УЭЦН является на сегодняшний день наиболее крупным сегментом рынка нефтяных насосов.
Основные преимущества УЭЦН:

наилучшая приспособленность к российским условиям добычи нефти,
возможность подбора установок,
возможность выбора эффективной технологии добычи нефти в широком диапазоне осложняющих факторов пластово-скважинных характеристик.

Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование.
В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

электродвигателя с гидрозащитой,
газосепаратора,
центробежного насоса,
обратного и сливного клапанов.

К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления и трансформатор.
Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем.

Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины.

Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса.
Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса).
В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м.
Основными параметрами, определяющими характеристики работы насоса, являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут), развиваемый напор при номинальном дебите (м), частота вращения насоса (об/мин).
В зависимости от размера выделяют следующие габариты насосов:
Габарит 5, внешний диаметр 92 мм (для обсадной колонны 123,7 мм)
Габарит 5А, внешний диаметр 103 мм (для обсадной колонны 130 мм)
Габарит 6, внешний диаметр 114 мм (для обсадной колонны 148,3 мм)
Зарубежные компании применяют другую систему классификации насосов по габаритам
тип A, серия 338, внешний диаметр 3.38" (для обсадной колонны 4 ½")
тип D, серия 400, внешний диаметр 4.00" (для обсадной колонны 5 ½"
тип G, серия 540, внешний диаметр 5.13" (для обсадной колонны 6 5/8")
тип S, серия 538, внешний диаметр 5.38"(для обсадной колонны 7")
тип H, серия 562, внешний диаметр 5.63" (для обсадной колонны 7")
Ведущие производители УЭЦН Новомет, г. Пермь; Борец, г. Москва, Алнас, г. Альметьевск, Алмаз, г. Радужный , Ижнефтепласт, г. Ижевск
Российский рынок УЭЦН характеризуется высоким уровнем насыщения и обладает ограниченными возможностями для роста.
Это подтверждается невысокими темпами роста данного рынка и высокий уровень слияний и поглощений среди участников.

Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин с боковыми стволами малого диаметра

В настоящее время значительное количество месторождений в Российской Федерации находится на завершающей стадии эксплуатации, при этом для снижения эксплуатационных затрат большое распространение получило бурение боковых стволов малого диаметра из скважин, эксплуатация которых невозможна (не удается ликвидировать негерметичность цементного камня, эксплуатационной колонны, поднять насосное оборудование после его полета) или нерентабельна из-за высокой обводненности. От 30 до 50 % таких скважин имеют зарезку боковых на глубине 800 – 1100 м, что вызывает необходимость при их эксплуатации для достижения запланированных дебитов размещать насосное оборудование непосредственно в боковом стволе [1].

Рисунок 1. Оборудование для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра.

а) УЭЦН 2А габарита; б) скважинная насосная установка с канатной
штангой - СНУ с КШ; в) струйная насосная установка – СНУ.

Эксплуатация скважин с боковыми стволами осложняется малыми внутренними диаметрами эксплуатационных колонн (89 мм и 102 мм), высокими темпами набора кривизны, доходящими до 14 – 19° на 10 м, большими отклонениями от вертикали (55 – 70°). Все это не позволяет
использовать стандартное насосное оборудование [2].

Сегодня существует несколько видов специального насосного оборудования, созданного для эффективной эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра (БСМД), которое уже прошло опытно-промысловые испытания (ОПИ) и переведено в промышленную эксплуатацию или находится на завершающей стадии ОПИ.

К такому оборудованию можно отнести (рисунок 1):
• Малогабаритные установки электроприводных центробежных насосов (УЭЦН 2А и 3-го габарита);
• Скважинные насосные установки с канатной штангой (СНУ с КШ);
• Струйные насосные установки (СНУ).

БЮ УЭЦН 2А и 3-го габарита в настоящее время выпускаются ООО «Новомет», ООО «Алмаз», ООО «Алнас».
Ступени для малогабаритных ЭЦН создавались с учетом большого опыта работы ЭЦН других габаритов, за счет чего ступени габаритов 3 и 2А
получились довольно удачными по энергоэффективности – их КПД достигает 60% ( у фирмы «Новомет»).
Напоры ступеней невелики – 2,5 – 2,7 м при стандартной частоте вращения (2910 об/мин), поэтому для повышения напора используются высокоскоростные вентильные ПЭД (ВПЭД): частоты вращения вала от 4500 до 6000 об/мин.

Несмотря на использование высокой частоты вращения длина насосной установки, особенно при использовании ГС, может достигать 7,3 – 22,2 м (длина ВПЭД – от 2,5 до 7 м + длина насоса от 4 до 14 м + длина ГС – 0,8 – 1,2 м), что создает очень большие проблемы по работе таких установок в БСМД, имеющими большие темпы набора кривизны (малые радиусы искривления).

Главными недостатками малогабаритных ступеней являются гидравлические каналы малого проходного сечения в рабочих колесах и направляющих аппаратах, что может приводить к засорению их солями и механическими примесями, а также требует применение газосепараторов (ГС) при наличии свободного газа [3].

В условиях ООО «ЛУКОЙЛ- ПЕРМЬ» использование малогабаритных УЭЦН не получило широкого применения из-за высокой стоимости оборудования и недостаточно высоких дебитов скважин с боковыми стволами малого диаметра.
Оборудованием, которое активно используется в последние годы для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра в Пермском крае, являются скважинные насосные установки с канатной штангой (СНУ с КШ).

Скважинная насосная установка с канатной штангой разработана в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Установка (см. рисунок 1 б) включает в себя: привод в виде станка качалки (в качестве привода могут использоваться гидравлические, цепные и другие типы приводов), штангового насоса специальной конструкции колонны канатных штанг, которая устанавливается в месте интенсивного набора кривизны [4, 5].
Создание нового вида оборудования и технологии его применения – непростая задача.

Работы по созданию СНУ с КШ начались в 2011 году, за это время были разработаны:
• Технические условия на канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги;
• Комплекс оборудования для соединения канатных штанг с плунжером насоса и колонной штанг;
• Специальные насосы, обеспечивающие растяжение канатных штанг при ходе плунжера вниз;
• Программный блок для подбора СНУ с КШ к параметрам скважины, входящий программный комплекс «Автотехнолог»;
• Руководящий документ, включающий требования, инструкции и рекомендация по работе с канатной штангой.

Канатная штанга является наиболее важным элементом всей установки. Канаты при их использовании в качестве колонны штанг должны обладать достаточной прочностью и модулем упругости, такими свойствами обладают канаты закрытой конструкции. Многочисленные лабораторные и опытно-промысловые испытания канатов различной конструкции позволили разработать технические условия на канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги [6]. Параметры канатов закрытой конструкции для производства канатной штанги
представлены в таблице 1.

Техническими условиями предусмотрен выпуск канатных штанг трех исполнений (рисунок 2, 3): стандартное (группа К1); коррозионностойкое (группа К2), с оцинкованным покрытием всех проволок; коррозионностойкое (группа К3), с оцинкованным покрытием всех проволок и наружным полимерным покрытием Poketon M630F.

Рисунок 2. Канатная штанга.

Стендовые лабораторные испытания образцов канатной штанги с полимерным покрытием показали, что полимерное покрытие служит не только защитой от коррозионного воздействия пластовой продукции, но и защищает канат от распушения в результате действия сжимающих нагрузок. При монтаже плунжера насоса или в процессе эксплуатации (из-за большой кривизны, отложения АСПО, подклинивания плунжера насоса и т.д.) на канатные штанги могут действовать сжимающие нагрузки, приводящие к потере устойчивости каната и его распушению.

При дальнейшей работе установки из-за переменного изгиба в месте распушения происходят разрушения проволок канатной штанги и ее обрыв. На рисунке 3 показаны результаты испытания образцов канатных штанг с полимерным покрытием и без него. Канатная штанга с полимерным покрытием проходит ОПИ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Рисунок 3. Испытание образцов канатных штанг на сжатие.
а) с полимерным покрытием (распушения нет); б) распушение канатной штанги без покрытия

Канатная штанга с полимерным покрытием проходит ОПИ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». На рисунке 4 показан монтаж канатной штанги с полимерным покрытием на скважине, для спуска канатной штанги используется геофизическая лебедка и система роликов.

Рисунок 4. Монтаж канатной штанги с полимерным покрытием на скважине.

Важным элементом канатной штанги являются заделки, которые служат для соединения каната колонной обычных штанг и должны обеспечивать равномерное нагружение всех проволок каната. Заделка состоит из корпуса, внутри которого расположены две конические втулки, в одной втулке канат распушается с помощью клиньев, а во второй установлены клиновые вкладыши, обжимающие канат по наружной поверхности [7, 8].

Первые опытно промысловые испытания показали, что в ряде случаев происходит разрушение как самого каната в заделке, так и отдельных элементов заделки (рисунок 5).

Рисунок 5. Разрушение канатных штанг в заделке и корпуса заделки.

Для оптимизации конструкции в программном комплексе SolidWorks были проведены прочностные расчеты всех элементов заделки, и подобраны их оптимальные геометрические параметры, обеспечивающие минимальные контактные напряжения в канатных штангах. На рисунке 6 показана 3D модель заделки канатной штанги для проведения прочностных расчетов.

Рисунок 6. 3D модель заделки канатной штанги для проведения прочностных расчетов в программном комплексе Solid Works.

Для нормальной работы канатной штанги используются насосы специальной конструкции, которые обеспечивают растягивающую нагрузку на канатные штанги при ходе плунжера насоса вниз. В настоящее время в СНУ с КШ используется специальный насос СПР, производства
«Элкам-Нефтемаш» (рисунок 7а). Недостатком данного насоса является зависимость растягивающей нагрузки от динамического уровня жидкости в скважине. В РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности разработан насос с разрядной камерой ННРК, который обеспечивает увеличение нагрузки на нижнюю часть колонны штанг и не допускает «сжатия» канатной штанги (рисунок 7б) [9].

Рисунок 7. Специальные насосы, применяемые в СНУ с КШ.

Три опытных образца насосов с разрядной камерой ННРК 44/27 были изготовлены в ООО «НКНМ» и в настоящее время в соответствии с утвержденной методикой проходят ОПИ на скважинных в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь». На рисунке 8 показан процесс монтажа насоса с разрядной камерой ННРК 44/27 и динамограмма работы насоса.

Рисунок 8. Монтаж насоса с разрядной камерой ННРК 44/27 и динамограмма его работы.
Канатная штанга, обладая высокой прочностью, имеет условный модуль упругости ниже модуля упругости стандартной штанги, что увеличивает её удлинение и снижает подачу насоса, кроме того, для работы в боковом стволе необходима установка канатной штанги в месте наиболее интенсивного набора кривизны. Все это потребовало создания методики подбора СНУ с КШ к условиям скважины, которая была реализована в программном блоке в ПК «Автотехнолог» [10]. Программа позволяет строить профиль скважины, и дает рекомендации по месту установки канатной штанги, при этом выводится информация о контактных нагрузках и деформациях (износе) колонны НКТ от трения канатной штанги, рассчитывается оптимальная конструкция штанговой колонны и параметры работы установки, обеспечивающие необходимый дебит скважины (рисунок 9).
Расчеты, которые подтверждаются практикой применения СНУ с КШ, показывают, что применение канатной штанги снижает в 50-100 раз интенсивность износа НКТ в скважинах со сложной инклинометрией.

Рисунок 9. Подбор СНУ с КШ по параметрам скважины в ПК «Автотехнолог».
В настоящее время СНУ с КШ используются для промышленной эксплуатации более 85 скважин с боковыми стволами в компаниях: ПАО НК «ЛУКОЙЛ» (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»); ПАО НК «РОСНЕФТЬ (Саматлорнефтегаз, Самаранефтегаз, Оренбургнефть, Удмуртнефть); ООО «УК «Шешмаойл»»; «ЗАРУБЕЖНЕФТЬ»; ООО «УралОйл», кроме этого идут опытно-промышленные испытания в других нефтедобывающих компаниях России и зарубежья. На наработку канатной штанги влияют различные факторы, такие как кривизна скважины, отклонение скважины от вертикали, длина канатной штанги, наличие АСПО и др. [11], в таблице 2 представлены данные по наработке канатной штанги. Невысокие значения наработки в ряде добывающих обществ связаны с тем, что СНУ с КШ монтировались в 2017 и 2018 годах.

Необходимо отметить, что применение насосных установок с канатными штангами позволило увеличить добычу нефти из скважин с боковыми стволами малого диаметра в среднем на 2,0 – 3,5 т/сутки и увеличить среднюю наработку до отказа штанговых колонн и колонн НКТ со 180 до 500 суток.

Еще одна технология для добычи нефти из скважин с боковыми стволами малого диаметра, разработанная РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» - это струйные насосные установки.

К преимуществам применения струйных насосов относятся:

малые габариты (длина насоса не превышает 1м при диаметре 48 мм), что позволяет использовать такое оборудование даже в очень сложных по инклинометрии боковых стволах малого диаметра;

широкий диапазон по дебиту и возможность стабильно отбирать пластовую жидкость с высоким содержанием свободного газа, плавно регулировать и поддерживать на заданном уровне забойное давление и дебит за счет регулирования давления и объема закачиваемого рабочего агента;

простота конструкции, отсутствие движущихся деталей обеспечивает высокий межремонтный период, изнашиваемая часть насоса – сопло – может быть изготовлено из износостойких материалов;

возможность исполнения насоса в виде свободно сбрасываемого агрегата, т.е. смена сопел может производиться без подъема колонны НКТ;

подача насосной установки мало зависит от вязкости (до 500 сП).

Малые диаметральные габариты позволяют использовать струйные насосы в скважинах с боковыми стволами с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм (внутренний диаметр 89мм), с темпами набора кривизны более 20 0 на 10м.

На рисунке 10 приведена общая схема установки струйного насоса. В качестве силовой жидкости используется вода из системы ППД. Силовая жидкость подается на струйный насос по колонне НКТ, пластовая продукция поступает на устье скважины по затрубному пространству, для разобщения затрубного пространства используется пакер [12,13].

Рисунок 10. Общая схема струйной насосной установки для добычи нефти из скважин с боковыми стволами малого диаметра.

На рисунке 11 показан струйный насос, его монтаж на устье скважины и обустройство устья добывающей скважины, оборудованной установкой струйного насоса и нагнетательной скважин, вода из которой используется в качестве силовой жидкости.

в)
Рисунок 11. Оборудование для работы со струйными насосными установками:

а - устьевое оборудование со сменными штуцерами добывающей скважины; б - расходомер силовой жидкости (нагнетательная скважина); в - струйный насос перед спуском и на устье скважины.

Контроль за рабой установки струйного насоса осуществляется с помощью глубинного манометра, установленного в подпакерной зоне (на рисунке 12 показаны показания глубинного манометра во время работы установки струйного насоса), устьевых манометров и расходомера, измеряющего расход силовой жидкости. Регулирование работы установки осуществляется сменным штуцером, регулирующим расход рабочей жидкости. Сменные штуцеры размещаются в диске задвижки типа ЗД, установленной в устьевом оборудовании скважины, на которой внедряется струйная насосная установка.

Рисунок 12. Показания глубинного манометра во время работы установки струйного насоса: Т1 - время освоения скважины после ПРС; Т2 - время выхода скважины на режим Q1; Т3 - время стабильной работы в режиме Q1; Т4 - время перевода скважины на режим с подачей Q2.

Основным элементом струйного насоса является сопло и камера смешения, при этом сопло в процессе работы подвергается значительным нагрузкам (скорость истечения жидкости из сопла может превышать скорость звука), которые могут приводить к разрушению проточной части сопла. Проведенные численные исследования в среде Flow Simulation программного комплекса Solid Works позволил оптимизировать конструкцию сопла и камеры смешения. В качестве материала предложено использовать твердый стлав ВК-6. На рисунке 13 показан процесс численного моделирования напряженного состояния сопла и элементы струйного аппарата (сопло и камера смешения, выполненные из твердого сплава ВК-6).

Рисунок 13. Напряженное состояние сопла и элементы струйного аппарата, выполненные из твердого сплава ВК-6.

Для подбора установки струйного насоса так де был разработан расчетный блок «Струйный насос» в ПК «Автотехнолог», позволяющий подбирать установку по параметрам скважины.

При подборе установки струйного насоса в ПК «Автотехнолог» по данным скважины определяется (рисунок 14) [14]:

подача рабочей (эжектирующей) жидкости,

расход перекачиваемой (эжектируемой) среды,

напор струйного насоса,

мощность силового насоса,

давление силового насоса,

КПД струйного насоса,

Применение струйных установок позволило увеличить дебит (но нефти) скважин с боковыми стволами малого диаметра на 3,0 – 5,2 т/сутки, при этом стоимость оборудования таких скважин примерно в 3-4 раза ниже, чем при использовании малогабаритных установок электроприводных центробежных насосов.

Таким образом, в настоящее время в Российской Федерации разработаны уникальные новые технологии и комплексы оборудования, позволяющие эффективно эксплуатировать мало- и средне дебитные скважины с боковыми стволами малого диаметра, что в свою очередь позволяет получить дополнительную добычу нефти на месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации и увеличить коэффициент извлечения нефти на данных месторождениях.

1. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А., Поносов Е.А., Красноборов Д.Н. «Анализ влияния темпа набора кривизны на габаритные размеры скважинного оборудования для эксплуатации скважин с боковыми стволами» «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». 2012 г. № 4. С. 72-74.

2. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А., Поносов Е.А., Красноборов Д.Н. «К вопросу о создании оборудования для эксплуатации скважин с боковыми стволами». «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». 2011 г. № 3. С. 80-82.

6. Стандарт организации «Канаты закрытой конструкции для производства канатной штанги. Технические условия», СТО-34269720-ТУ 012-2018, Волгоград.

10. Свидетельство на Программу для ЭВМ "Автотехнолог + Соль" № 2011613348.

11. Ивановский В.Н., Деговцов А.В., Сабиров А.А., Алиев Ш.А., Третьяков О.В., Мазеин И.Н. и др. «Анализ вероятности безотказной работы скважинных насосных установок с канатной штангой на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ». «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». 2017 г. № 7-8. С. 74-80.

13. Третьяков О.В., Мазеин И.И., Усенков А.В., Меркушев С.В., Качин Е.В., Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов, А.В., и др. «Опыт эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра с помощью струйного насоса». «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». 2017 г. № 7-8. С. 74-80.

14. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Деговцов А.В., Сазонов Ю.А., Пекин С.С., Клименко К.И., Кузьмин А.В. «Подбор струйного насоса по параметрам скважины в программном комплексе «Автотехнолог». «Территория НЕФТЕГАЗ» М., «Камелот-Паблишинг». 2015 г.
№ 4. С. 26-30.

Нефть, Газ и Энергетика

Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска УЭЦН

Для выбора установки необходимо знать характеристику скважины:

отбор жидкости из скважины;
глубину уровня жидкости в скважине;
характеристику пластовой жидкости (содержание нефти, воды, газа, механических примесей; плотность и вязкость);
размеры обсадной колонны скважины;
устьевое давление скважины для обеспечения подачи пластовой жидкости до групповой установки сбора нефти.

Для выбора насоса необходимо определить давление жидкости, которое он должен создавать. При подаче пластовой жидкости учитывают вязкость и содержание в ней газа. По пересчетному коэффициенту и заданному отбору жидкости определяют подачу при нулевом газосодержании. По характеристике насоса, подающего жидкость без газа, находят напор насоса и пересчитывают на напор секции.

По полученным подаче и напору насоса с использованием стандартов и каталогов находят его необходимый типоразмер.

Установку подбирают так, чтобы необходимые подача и напор находились в рабочей части характеристики насоса.

Нефть, Газ и Энергетика

1). Рассчитаем максимально допустимый отбор жидкости из скважины по формуле /7, стр.54/:

Рзаб. = 0,75 * Рнас. (5.1.)

,где Рзаб. - забойное давление, МПа;

Рнас. - давление насыщения, МПа.

Рзаб. = 0,75 * 15,6 = 11,7 МПа.

Qмах. = 3,5 * (207 - 117) = 315 м3/cyт.

2). Рассчитаем забойное давление при проектном отборе жидкости по формуле /7, стр. 54/:

Рзаб. = 20,7 - 20,0 / 3,5 = 13,58 МПа.

3). Необходимый напор насоса равен /7, стр. 54/:

Н = Lкр. + Рб. * 10 / Y - Рзаб. * 10 * 0,75 / Y. (5.4.)

Рб. - буферное давление, МПа.

Н = 2050,6 + 15 * 10/12,1 - 15,0 * 10 * 0,75/12,1 = 1310 м

4). Рассчитаем глубину спуска насоса /7, стр. 55/:

Нпод. = Lкр. - (Рзаб. - Рвх.) * 10 / Y. (5.5.)

Нпод. = 2050,6 - (15,0 - 9,9) * 10/12,1 = 1641,4 м

По проектному дебиту, расчетному напору выбираем RA-16 и с учетом большего отбора жидкости, интервала равномерной кривизны, глубина спуска насоса 1650 метров.

Подбор УЭЦН к скважине

Расчет подбора УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике.

Расчеты подбора базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины; инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями "Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН", при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин), давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже чем 0,7-0,8 давления насыщения, установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ "Спутник" и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН.

Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ.

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЦБПО ЭПУ принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип насоса, двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН.

Подбор УЭЦН к скважине

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации:

o o давлении насыщения;

Ответственность за достоверность этой информации несет ведущий геолог цеха добычи нефти

При использовании в расчетах «Технологии проверки эксплуатационной колонны и применения УЭЦН в наклонно-направленных скважинах» РД 39-0147276-029, ВНИИ-1986г., для скважин с темпом набора кривизны в зоне подвески УЭЦН более 3 минут на 10 метров, необходимо ставить отметку о применении данной методики в паспорте-формуляре.

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

особые условия эксплуатации:

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».

Определение проверочного калибра и его длины производится на основании таблиц №1 и №2.

№	Тип двигателя	Длина с гидрозащитой, мм	Вес (с гидрозащитой), кг	Нар. диам. с учетом каб., мм
ПЭД-22-117
ПЭД-32-117
ПЭД-45-117
ПЭД-50-117
ПЭД-63-117
ПЭД-70-117
ПЭДС-90-117
ПЭДС-125-117
ПЭД-32-103	116,4
ПЭД-45-103	116,4
ПЭДС-63-103	116,4
ПЭДС-90-103	116,4

Длина от фланца до фланца:

o o модуль насоса 3 - 3365 мм;

o o модуль насоса 4 - 4365 мм;

o o модуль насоса 5 - 5365 мм.

Все типы насосов могут быть выполненными:

При подборе УЭЦН к скважине необходимо учитывать уменьшение мощности погружного электродвигателя от увеличения температуры окружающей пластовой жидкости, согласно действующих ТУ заводов – изготовителей.

После получения результатов подбора УЭЦН к скважине «ЭПУ-Сервис» принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. Длина термостойкого удлинителя кабельной линии определяется специалистами по УЭЦН НГДУ и заносится в паспорт- формуляр. Информацию о типе комплектующего оборудования для скважин, на которых должны проводиться дополнительные работы по подготовке (шаблонирование), «ЭПУ-Сервис» предоставляет в ТТНД НГДУ до начала производства работ.

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований, независимо от того, вошли ли они в план работ:

В соответствии с утвержденным для данного НГДУ проектом обустройства кустов скважин, на расстоянии не менее 25 м от скважины, должна быть подготовлена площадка для размещения наземного электрооборудования (НЭО) УЭЦН с контуром заземления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции (ТП 6/0.4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика НГДУ должна передать «ЭПУ-Сервис» акт замера сопротивления контура заземления до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН проводить подобные измерения и передавать ЭПУ акты не реже 1 раза в год. К контуру заземления должны быть приварены в соответствии с ПУЭ проводники для заземления ими станций управления (СУ) и трансформаторов (ТМПН) УЭЦН. Площадка для размещения НЭО должна быть расположена в горизонтальной плоскости, защищена от затопления в паводковый период. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО агрегатом Fiskars или автокраном. Ответственный за исправное состояние площадок - начальник ЦДНГ.

В 10-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели шкафа внешних подключений (ШВП) до станции управления (СУ) УЭЦН и от трансформаторной подстанции (ТП) 6/0.4 до СУ прокладываются НГДУ. Подключение кабелей в станции управления (СУ), ШВП и заземление наземного оборудования выполняет «ЭПУ-Сервис». Кабели должны быть проложены по эстакаде либо заглублены не менее чем на 0.5 м в грунт. Ответственный за нормальное состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычи ЦДНГ.

Запрещается эксплуатация УЭЦН с несоответствием требованиям ПУЭ и ТБ площадок для размещения НЭО, кабельных эстакад, ШВП и заземления. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха проката «ЭПУ-Сервис».

Добыча нефти и газа

1. Расчет подбора УЭЦН к скважине осуществляется при вводе из бурения, переводе на мех.добычу и оптимизации по принятой в НГДУ методике ( система НАСОС).

2. Расчеты подбора базируются на имеющейся в НГДУ информации: о фактическом коэффициенте продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины с помощью компрессора или другим, принятым в ЮНГ способом); инклиномограммы обсаженного ствола скважины; газовом факторе; давлениях - пластовом, насыщения и в системе нефтесбора. Ответственность за достоверность этой информации несет старший геолог цеха добычи нефти.
3. В процессе подбора необходимо руководствоваться положениями "Универсальной методики подбора УЭЦН - ОКБ БН", при этом в большинстве случаев глубина спуска УЭЦН должна на 300-400 м превышать развиваемый установкой напор (кроме обводненных более чем на 90 % скважин), давление на приеме насоса в скважинах с газовым фактором более 50 м3/м3 не должно быть ниже чем 0,7-0,8 давления насыщения, установки производительностью менее 50 м3/сут (особенно по фонду скважин тяжело выходящему на режим и с расчетным притоком менее 60 % от номинальной производительности насоса) должны быть спущены как можно ближе к интервалу перфорации. В случае если по скважине ожидается значительный вынос мехпримесей или отложение солей в насосе допускается спускать УЭЦН без обратного клапана - для возможности последующей промывки/обработки насоса через НКТ; при этом обязательно должны быть предварительно проверены работоспособность обратного клапана ЗУ "Спутник" и функционирование защиты от турбинного вращения на станции управления УЭЦН.
4. Результаты подбора (в которых указывается расчетный суточный дебит и напор насоса; максимальный наружный диаметр установки и глубина спуска; расчетный динамический уровень; максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; а также особые условия эксплуатации - высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, мехпримеси, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости; и кроме того лицо, несущее персональную ответственность за правильность подбора) согласуются руководителями технологической и геологической служб НГДУ, после чего один экземпляр передается ЦБПО ЭПУ, а второй - цеху добычи.
5. После получения результатов подбора УЭЦН к скважине ЦБПО ЭПУ принимает заявку на монтаж данной УЭЦН и определяет тип насоса, двигателя, гидрозащиты, кабеля, газосепаратора и наземного оборудования необходимых для комплектации в соответствии с действующими ТУ и руководством по эксплуатации УЭЦН. В случае, если при этом выясняется невозможность по каким-либо причинам эксплуатациии УЭЦН в данной скважине, окончательное решение о спуске в нее УЭЦН может дать в письменном виде под личную ответственность главный инженер НГДУ.

Добыча нефти и газа

Читайте также: