Подготовка скважины к спуску УЭЦН

Подбор УЭЦН

ДОБЫЧА НЕФТИ УЭЦН

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

Установки электрических погружных центробежных насосов от носятся к классу бесштанговых установок и играют в нефтедобыва ющей промышлен­ности России определяющую роль по объему до бываемой нефти. Они предна­значены для эксплуатации добываю щих скважин разной глубины с различными свойствами добываемой продукции: безводная маловязкая и средней вязкости нефть; обводненная нефть; смесь нефти, воды и газа. Естественно, что и эф­фективность эксплуатации скважин УЭЦН может суще ственно различаться, т.к. свойства откачиваемой продукции влия ют на выходные параметры установки.

Кроме того, УЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками не только за счет переноса приводного электродвигателя на за­бой и ликвидации колонны штанг, что су щественно повышает КПД системы, но и за счет значительного диапазона рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

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

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

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

При расчетах подбора электропогружного насоса необходимо учитывать:

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

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

Техника и технология добычи нефти ^t

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При наличии в скважине участков с интенсивностью искривления, пре­вышающей 2⁰/10 м, в недельной заявке от НГДУ должна быть указана не­обходимость комплектации УЭЦН для данной скважины ПЭД с диаметром 103 мм (для ПЭД мощностью до 45 кВт, включительно).

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

Максимальное гидростатическое давление в зоне работы УЭЦН не долж­но превышать 20 МПа (200 кгс/см²).

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

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

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

- максимальная плотность водонефтяной смеси - 1 400 кг/м³;

- газовый фактор (Гф) - до 110 м³/м³;

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

– максимальное содержание попутной воды – 99%;

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

– температура перекачиваемой жидкости:

– для обычного исполнения – до +90 °С;

– для теплостойкого исполнения – до +140 °С;

– содержание механических примесей с микротвердостью частиц не более 7 баллов по шкале Мооса:

– для обычного исполнения – до 100 мг/л;

– для износостойкого исполнения – до 500 мг/л;

– содержание агрессивных компонентов, мг/дм³: H₂S до 3,0; СО₂ – до 100; HCO– до 2 500;

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

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

Основные положения подбора УЭЦН приведены ниже:

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

р

■ с

(р Ь + р (1 - Ь)) (1 - F) + p F.

где: ρ _н – плотность сепарированной нефти, кг/м³, ρ _в – плотность пластовой воды, ρ _г – плотность газа в стандартных условиях, Г – текущее объемное газосодержание, b – обводненность пластовой жидкости.

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

где: Р_пл – пластовое давление,

Q – заданный дебит скважины,

К_прод – коэффициент продуктивности скважины.

3. Глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Техника и технология добычи нефти

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

Р = Р. (I - Г).,

где к - степень кривой разгазирования.

5. Глубина подвески насоса:

dP

н_пода = н_дан + 1

, Р т с

6. Температура пластовой жидкости на приеме насоса:

r = T^-(L,_r-L)-G,.

где: Т - пластовая температура; G - температурный градиент.

7. Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

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

P

давление на входе в насос,

Р - давление насыщения.

нас

8. Дебит жидкости на входе в насос:

Q = Q-B_n.

пр О

9. Объемное количество свободного газа на входе в насос:

где G – газовый фактор.

10. Газосодержание на входе в насос:

11. Расход газа на входе в насос:

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

где ƒ_скв– площадь сечения скважины на приеме насоса. 13. Истинное газосодержание на входе в насос:

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

15. Работа газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины»:

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

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

16. Потребное давление насоса:

где: L_дин – глубина расположения динамического уровня;

P_буф – буферное давление;

P_Г1 – давление работы газа на участке «забой – прием насоса»;

P_Г2 – давление работы газа на участке «нагнетание насоса – устье скважины».

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

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

где: ν – эффективная вязкость смеси;

Q _{o В} – оптимальная подача насоса на воде.

20. Коэффициент сепарации газа на входе в насос:

19. Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости:

где ƒ _скв – площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной колонны и приемной сеткой насоса.

21. Относительная подача жидкости на входе в насос:

где Q_{o В} – подача в оптимальном режиме по водяной характеристики насоса.

23. Газосодержание на приеме насоса:

/Ь=А-0-Кс).

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

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

25. Коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа:

где

26. Напор насоса на воде при оптимальном режиме:

27. Необходимое число ступеней насоса:

где h - напор одной ступени выбранного насоса.

_{с г}

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

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

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

V — /Ci." K_w" fCijr,

где ri_o6 - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.

Техника и технология добычи нефти

29. Мощность насоса:

30. Мощность погружного двигателя:

где: η _ПЭД – КПД погружного электродвигателя,

cos ϕ – коэффициент мощности двигателя при рабочей температуре.

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

Ргл=Ргл

1_. р +р +р

■- ^Пбуф ^Гзаб ^ ПЛ '

где ρ _ГЛ – плотность жидкости глушения.

Вычисляем напор насоса при освоении скважины:

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

ль-^.

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

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

Т> [Т]

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

^t Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

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

_w-f.

где: F = 0,785 ■ [D² - d²] - площадь кольцевого сечения; D - внутренний диаметр обсадной колонны; cf- внешний диаметр ПЭД.

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

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

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

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

NnoTP = N_ns_n + AN_KAB + AN_Tp,

где: aWjus= - ~ ''^: - потери мощности в кабеле

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

p _t - сопротивление погонного метра кабеля при рабочей температуре, Ом/м ■ мм²;

S - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм²;

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

г]_тр - КПД трансформатора.

Подготовка скважины к спуску и спуск УЭЦН производится в соответ­ствии с планом работ, утвержденным:

– главным инженером НГДУ – для скважин на нефтегазовых месторожде­ниях (Лянторское, пласт Ас_4-8 Федоровского месторождения), а также для го­ризонтальных скважин и скважин первой категории согласно классификации их по причинам возникновения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов;

– начальником ЦДНГ – для скважин других месторождений и кате­горий.

Глушение скважины осуществляется по инструкции, утвержденной глав­ным инженером ОАО «Сургутнефтегаз». При этом содержание механических примесей в растворе глушения не должно превышать 100 мг/л. С целью контроля за содержанием механических примесей на каждом солераствор-ном узле производится отбор проб в соответствии с утвержденным главным инженером НГДУ графиком.

Промывка скважины до искусственного забоя производится в случаях, когда:

– УЭЦН спускается в скважину после бурения, а также после всех ремонтных работ на скважине, связанных с бурением, райбированием и скреперованием эксплуатационной колонны;

– забой засорен песком так, что глубина текущего зумпфа менее 10 метров;

– скважина обрабатывалась агрессивными жидкостями (после обра­боток призабойной зоны различными составами);

– при проведении капитального ремонта – в любом случае.

При повышенном содержании мехпримесей в период эксплуатации предыдущей УЭЦН производится отбивка забоя с принятием решения по ее результатам о проведении промывки.

Промывка производится до искусственного забоя (жесткая посадка пера на забой) с последующей заменой раствора в скважине свежим раствором, содержание КВЧ в котором не должно превышать 100 мг/л.

В процессе завершения промывки производится контрольный отбор пробы на содержание КВЧ. После промывки производится контрольная отбивка забоя.

Обязательное шаблонирование эксплуатационной колонны перед спу­ском УЭЦН производится:

– в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;

– в случаях обнаруженного механического повреждения кабеля и за­тяжках при подъеме предыдущего отказавшего оборудования;

– при переводе скважины на эксплуатацию с помощью УЭЦН (с другого способа эксплуатации);

– при вводе скважины в эксплуатацию с помощью УЭЦН из других категорий фонда скважин;

– при смене УЭЦН на типоразмер большего диаметра;

– при увеличении глубины спуска УЭЦН;

Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее, чем на 50 метров.

Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не ме­нее 16 метров.

Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки (таблица 12).

Таблица 12

Дата добавления: 2017-01-14