Подбор электроцентробежного насоса к скважине № 53 вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения

3 ПОДБОР ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА К СКВАЖИНЕ № 53 ВУКТЫЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ


3.1 Общие сведения скважины № 53



     Скважина расположена в центральной части Северо-Вуктыльской залежи,

закончена бурением 30.06.1978 г. и принята 28.09.1979 г., глубина забоя 3950

м. В процессе бурения вскрыты продуктивные отложения от нижней перми (ассельский ярус) до московского яруса среднего карбона.

     Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм была спущена двумя секциями на глубину 3945 м и зацементирована тремя ступенями до устья.

     Фонтанный приток нефти, 157 т/сут через 10-мм штуцер, из скважины получен в период поисково-разведочных работ.

     Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений московского яруса при начальных термобарических условиях определены по результатам исследований. При опробовании интервала 3440–3460 м 27-

30.06.1978 г., был получен приток пластовой воды дебитом 0,64 м3/сут. После установки цементного моста на глубине 3422 м. при опробовании интервала 3420–3396 м. получен приток нефти со средним дебитом 80 т/сут при коэффициенте продуктивности 15 т/(сут?МПа).

     До начала опытно-промышленной эксплуатации залежи (1984 г.) скважина работала на местные нужды. Фактически с 1979 г на нужды разведки из нее было отобрано 24,6 тыс. т. нефти. С января 1984 г. по февраль 1991 г. скважина работала фонтанным способом по лифтовым трубам. Дебит скважины находился в диапазоне от 20 до 80 т/сут., рабочее давление: 4,9–9,2 МПа. Среднегодовой дебит снизился с 40 т/сут. в 1986 г. до 17 т/сут. в 1991 г.

     С марта 1991 г. скважина была выведена в капитальный ремонт для извлечения посторонних предметов. После капитального ремонта, с апреля

1992 г. и по декабрь 1995 г. скважина работала с ограниченными дебитами от

5 до 25 т/сут. при буферных давлениях 5,4 – 4,8 МПа.

С 1996 г. до 2006 г. скважина работала в обычном режиме с остановками:

в 1997 г. с апреля по август (в бездействии) и в 1999 г. с мая по сентябрь (в капремонте и ожидании освоения). В феврале-апреле 1998 г. на скважине проведены опытно-промышленные испытания трубного обогревателя для предупреждения парафиноотложений в НКТ. Однако ощутимого эффекта от его применения в процессе испытаний не установлено.

В 2009 г. скважина переведена в эксплуатацию по газлифтной схеме. Работы по определению характеристик скважины выполнены в период с

13 по 20 августа 2014 г. после продолжительной статики на режиме с периодической подачей ГВД в затрубное пространство от компрессора.

     Работа скважины характеризовалась показателями со следующими средними значениями: рбуф=2,18 МПа, рзт=5,10 МПа, давлением на замерной емкости 1,07 МПа. При подаче ГВД компрессором в затрубное пространство дебитом 39,8 тыс.м3/сут., дебит собственного газа скважины составил 2,2 тыс.м3/сут., дебит дегазированной нефти, составил 16,94 м3/сут., промысловый газовый фактор 158 м3/т.

     Текущее значение газосодержания растворенного газа в добываемой нефти по скважине (184 м3/м3).

     Физико-химические свойства и компонентный состав дегазированной нефти оценивается следующим образом: легкая по плотности 839 кг/м3, темно-коричневого цвета, по массовому содержанию парафина 4,94 % – среднепарафинистая, по содержанию смол 3,73 % нефть является низкосмолистой, асфальтенов 0,18 % – низкоасфальтенистой. Объемное содержание светлых фракций, выкипающих до 200 °С, составляет 28 %. Температура застывания нефти составляет 3 °С, температура плавления парафина 58,8 °С, вязкость при 20 0С – 10,82 мм2/с.

     В остановленной скважине уровень нефти отбивается после пусковой муфты, установленной на глубине 1789 м, уровень воды на глубине 2650 м.

Уровень нефти в динамике отмечался сразу после рабочей муфты 2078

м, уровень воды на глубине 2250. В остановленной скважине уровень нефти отбивался на глубине 1830 м, уровень воды на глубине 2820 м.

     Необходимо отметить, что за время статического накопления пластовое давление не стабилизировалось, поэтому в расчетах гидродинамических параметров принимается значение пластового давления, полученное в результате обработки КВД методом Хорнера, которое составило 23,90 МПа.

     Коэффициент продуктивности скважины, предполагая, что фильтрация жидкости в пласте подчиняется линейному закону Дарси составляет:


Кпр = Qн/?p = 3,74 м3/(сут.?МПа),
(3.1)


где	Qн – дебит нефти, м3/сут.;

p – текущая депрессия на пласт, МПа.

После работы скважины со средним дебитом дегазированной нефти

16,94 м3/сут., произведена запись КВД в течение 94 ч. Однако этого оказалось недостаточно для получения участка, отвечающего режиму плоскорадиальной фильтрации.

     В данной выпускной квалификационной работе предлагаю заменить режим работы скважины с газлифтного на механический, применив для этого электроцентробежный насос, тем самым уменьшить затраты на ГВД и сохранить дебит скважины № 53 [6].


3.2 Установки электроцентробежных насосов



     Эксплуатация скважин при помощи УЭЦН - установками погружных центробежных насосов в настоящее время считается основным способом добычи нефти в России. Данными установками извлекается на поверхность примерно 70 % от общей годовой добычи нефти в нашей стране.
     
     Электроцентробежные скважинные насосы (ЭЦН) относятся к классу - динамические лопастные, характеризующиеся большими подачами и меньшими напорами по сравнению с объемными насосами.

     Диапазон подач скважинных электроцентробежных насосов - от 10 до 1000 м3/сут. и более, напор до 3500 м. Среди всех механизированных способов добычи нефти в области подач свыше 80 м3/сут., ЭЦН имеет самый высокий КПД. В диапазоне подач от 50 до 300 м3/сут. КПД насоса превышает 40 %.

     Правильный подбор УЭЦН к скважине является одним из важнейших условий эффективного использования насоса. Необходимо выбрать для каждой конкретной скважины: типоразмер насоса, электродвигатель с гидрозащитой, кабеля, трансформатор, подъемные трубы (из имеющегося парка оборудования) глубину спуска насоса в скважину, которая обеспечит освоение скважины и технологическую норму отбора жидкости в установившемся режиме работы системы «скважина — УЭЦН» при наименьших затратах. [6].

     1.3 Расчет электроцентробежного насоса, необходимого для скважины № 53 Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения.


     При проведении подбора УЭЦН для скважины № 53 Вуктыльского газонефтеконденсатного месторождения необходимы следующие исходные данные таблица 3.1


Таблица 3.1 – Исходные данные по скважине № 53

Параметры
Значения
Единицы


измерения



1
2
3
Плотность:


воды
1030
кг/м3
сепарированной нефти
838

газа в нормальных условиях
0,847

Вязкость нефти
10,82
м2/с
Планируемый дебит скважины
16,94
м3/сут.
Обводненность продукции пласта
0,81
доли ед-цы.

Продолжение таблицы 3.1

1
2
3
Газовый фактор
184
м3/ м3
Объемный коэффициент нефти
1,44
ед.
Глубина расположения пласта
3378
м.
Давление пластовое
21,73
МПа
Давление насыщения
3,5
МПа
Температура пласта
67,5
°С
Градиент пласта
0,02
°С/м
Коэффициент продуктивности
3,74
м3/Мпа?сут
Буферное давление
2,18
МПа
Текущее объемное газосодержания
0,15
%
Диаметр обсадной колонны
168
мм.
Скорость всплытия газовых пузырьков
0,16
см/с
Эффективная вязкость
10,1
м2/с


Подбор установки ЭЦН проводится в следующей последовательности:

     ? С учетом упрощения, определяется плотность смеси на участке «забой скважины - прием насоса»:


?см = [?в b + ?н·(1- b)]·(1- Г) + ?г·Г,
(3.2)


где	?и - плотность сепарированной нефти, кг/м3; ?в - плотность пластовой воды, кг/м3;

?г - плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; Г - текущее объемное газосодержание, %;
b - обводненность пластовой жидкости, доли ед-цы.



?см = [1030·0,81+838·(1-0,81)]·(1-0,15)+1·0,15=969,764 кг/м3.



? По заданному дебиту скважины, определяем забойное давление:



Pзаб = Рпл-Q / Kпрод,
(3.3)



где	Рпл - пластовое давление, МПа;

Pзаб - давление на забое, МПа;

Q - заданный дебит скважины, м3/сут.;

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины, м3/МПа.


Рзаб = 21,73-16,94/3,74=17,2 МПа=17,2·106 Па.



     ? Определяется глубину расположения динамического уровня при полученной плотности жидкости:


НДИН = Lскв - Рзаб / ?см g,
(3.4)


где:	Lскв - глубина расположения пласта, м; g - ускорение свободного падения, м/с.

Ндин = 3378-17,2·106/969,764·9,81=1569,959 м.



     ? Определяется давление на приеме насоса, необходимо чтобы газосодержание на входе в насос не превышало предельно-допустимое для данного типа насоса и данного региона:


Рпр = (1 - Г)·Рнас,
(3.5)


где:	Рнас - давление насыщения, МПа.


Рпр = (1-0,15) ·3,5=0,735 МПа=0,735·106 Па.



? Определяется на какую глубину необходимо подвесить насос:



L = HДИН + Рпр / ?см g,
(3.6)

L = 1569,959+0,735·106/969,764·9,81=1647,219 м.


? Определяется какая температура пластовой жидкости на приеме насоса:
T = Tпл ? (Lскв ? L)Gт,
(3.7)


где:	Тпл - пластовая температура, °С;

Gт - температурный градиент, °С/1м.




Т = 67,5-(3378-1647,219)·0,02=32,884 °С.



     ? Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:
B? = b + (1 ? b) ? [1 + (B ? 1) ? ?Pпр/Pнас ,


(3.8)



где:	В - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Рпр - давление на входе в насос,МПа;

Рнас - давление насыщения,МПа.




         B? = 0,81 + (1 ? 0,81) ? [1 + (1,44 ? 1) ? ?0,735 ? 106/3,5 ? 106 = 0,935.



? Вычисляется ожидаемый дебит жидкости на входе в насос:
Qпр = Q ? B?,

(3.9)


где:	Q - планируемый дебит скважины, м3/сут.
Qпр = 16,94 ? 0,935 = 15,845 м3/сут = 0,00018 м3/с.


? Определяется объемное количество свободного газа на входе в насос:
Gпр = G ? [1 ? (Pпр/Pнас)],
(3.10)



где:	G - газовый фактор, м3/м3.
Gпр = 184 ? [1 ? (0,735 ? 106/3,5 ? 106)] = 145,36 м3/м3.


? Определяется газосодержание на входе в насос:
?
BX
= 1/[((1 + P ) ? B?)/G
пр
+ 1],
(3.11)


пр



?BX = 1/[((1 + 0,735) ? 0.935)/145.36 + 1] = 0.989.



? Вычисляется расход газа на входе в насос:
Qг.пр.с = Qпр ? ?BX/(1 ? ?BX),

(3.12)
Qг.пр.с = 0.00018 ? 0.989/(1 ? 0.989) = 1419.25 м3/с



     ? Вычисляется приведенная скорость газа на входе в насос, в сечении обсадной колонны:
     
С = Qг.пр.с/?скв
(3.13)

где:	fскв - площадь сечения скважины на приеме насоса, м.
?   = ? ?  2
/4
(3.14)
скв




где:	d - диаметр обсадной колонны, м.
?скв = 3.14 ? 0.1682/4 = 0.022 м.
С = 1495,25/0,022 = 64057,59 м/сут = 0,74 м/с .



? Определяется истинное газосодержание на входе в насос:
? = ?BX/[1 + (Cn/C)?BX]
(1.15)


где: Сп - скорость всплытия газовых пузырьков, зависимая от обводненности продукции скважины (Сп=0,002 мм/с при b<0,5 или Сп = 0,016 мм/с при b>0,5).
? = 0,989/[1 + (0,016/0,061)0,989] = 0,706



? Определяется работа газа «забой - прием насоса»:
Pr1 = Pнас{[1/(1 ? 0.4 ? ?)] ? 1},
(3.16)
Pr1 = 3.5 ? 106 ? {[1/(1 ? 0.4 ? 0.706)] ? 1} = 1.377 ? 106 Па.


? Определяется работа газа «нагнетание насоса - устье скважины»:


Pr2 = Pнас{[1/(1 ?
0.4 ?  буф)] ? 1},
(3.17)
где:
?буф = ?буф/[1
+ (Cn/C) ? ?буф],
(3.18)
?
буф
= 1/((1 + P
) ? B?
)/G
буф
+ 1],
(3.19)


буф
буф






     Величины с индексом «буф» относятся к сечению устья скважины и являются «буферными» давлением, газосодержанием.
Bбуф? = b + (1 ? b) ? [1 + (B ? 1) ? ?

,
(3.20)

Pбуф/Pнас


Bбуф? = 0,81 + (1 ? 0,81) ? [1 + (0,935 ? 1) ? ?2,18 ? 106/3,5 ? 106= 0,99.

Gбуф = G[1 ? (Pбуф/Pнас)],
(3.21)
Gбуф = 184[1 ? (2,18 ? 106/3,5 ? 106)] = 59.589 м3/м3.
буф = 1/((1 + 2,18 ? 106) ? 0,99)/59,989 + 1] = 0,950.
Pr2 = 3,5 ? 106 ? {[1/(1 ? 0.4 ? 0,95)] ? 1} = 2,144 ? 106 Па.


? Определяется потребное давление насоса:
P = ?gHдин + Pбуф ? Pr1 ? Pr2 ,
(3.22)


где:	Ндин - глубина расположения динамического уровня; Р6уф - буферное давление;

Рг1 - давление работы газа на участке «забой - прием насоса»;

     Рг2 - давление работы газа на участке «нагнетание насоса - устье скважины».
P = 969,764 ? 9,81 ? 1659,959 + 2,18 ? 106 ? 1,377 ? 106 ? 2,144 ? 106

=

= 11,564 ? 106 Па.


     Типоразмер погружного центробежного насоса подбираем по величине подачи насоса на входе, напору насоса и внутреннему диаметру обсадной колонны. [рисунок 3.1 Характеристики центробежных насосов, параметры насосов типа ЭЦНД, ЭЦНДПИ5-15 ТУ 3665-021-00217780-2006].








































Рисунок 3.1 - Характеристика насосов ЭЦНДПИ5-15 ТУ 3665-021-00217780-2006

     ? Определяются величины, характеризующие работу этого насоса в оптимальном режиме (подача, напор, КПД, мощность) и в режиме подачи,

равной «О» (напор, мощность).
Qов = 15м3/сут = 0,00017 м3/с
Hов = 5м
?ов = 0,6
Nов = 15кВт

     ? Определяется коэффициент изменения подачи насоса, относительно водяной характеристики, при работе на нефтеводогазовой смеси:
K
Qv
= 1 ? 4.95 ? v0.85 ? Q?0,57
,
(3.23)


оB




где:	? - эффективная вязкость смеси, м2/с*10-5;

QоВ - оптимальная подача насоса на воде (см. рисунок 3.1), м3/с.
KQv = 1 ? 4.95 ? 0,0001010,85 ? 0,00017?0,57 = 0,723.



     ? Вычисляется коэффициент изменения КПД насоса при влияния вязкости:
K?v = 1 ? 1.95 ? v0.4/Q0oB.27,
(3.24)
K?v = 1 ? 1.95 ? 0.0001010.4/0.000170.27 = 0.491.


? Вычисляется коэффициент сепарации газа на входе в насос:
= 1/[1 + (6.02 ?  пр/?скв.к)],
(3.25)

где:	fскв.к  - площадь кольца, образованного внутренней стенкой обсадной

колонны и корпусом насоса, м2.

?скв.к

= ?скв

+ ?н,




(3.26)


где:


fн


- площадь сечения насоса, м2.

?
= ? ? d2
/4
(3.27)
н
н




где:	dн - диаметр насоса, м.
?н = 3,14 ? 0,0922/4 = 0,007 м2.
?скв.к = 0,022 + 0,007 = 0,029 м2.
= 1/[1 + (6.02 ? 0,00018/0,029)] = 0,963.



? Определяется относительная подача жидкости на входе в насос:
q = Qж.пр/QоB,
(3.28)

где: QoB - подача в оптимальном режиме по «водяной» характеристики насоса, м3/с.
q = 0,00018/0,00017 = 1,056 м3/с.


? В соответствующей точке определяется относительная подача на входе:
qпр = Qж.пр/QоB ? KQn,
(3.29)

qпр

= 0.00018/0.00017 ? 0.0723 = 0.764 м3/с




? Вычисляется




газосодержание




на




приеме




насоса




с




учетом


газосепарации:

?пр

= ?BX

? (1 ? Kc),




(3.30)

?пр

= 0.989 ? (1 ? 0.963) = 0.037.




     ? Определяется коэффициент изменения напора насоса при влияния вязкости:
KHv = 1 ? (1.07 ? v0.6 ? qпр/Q0oB.57),
(3.31)
= 1 ? (1.07 ? 0.0001010.6 ? 0.764/0.000170.57) = 0.544.



     Для определения изменения напора и показателей работы центробежных погружных насосов при вязкости жидкости, отличающейся от вязкости воды и вязкости девонской нефти в пластовых условиях (более 0,03— 0,05 см2/с), и незначительном содержании газа на приеме первой ступени насоса для учета влияния вязкости можно воспользоваться номограммой П.Д. Ляпкова. Для наших значений эта диаграмма нам не понадобиться.

     ? Определяется коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа определяется коэффициент изменения напора насоса:
K = [(1 ? ?)/(0.85 ? 0.31 ? qпр)А],
(3.32)
A = 1/[15.4 ? 19.2 ? qпр + (6,8 ? qпр)2]
(3.33)

 A = 1/[15.4 ? 19.2 ? 0,764 + (6,8 ? 0,764)2] = 0,036 K = [(1 ? 0,989)/(0.85 ? 0.31 ? 0,764)0,036] = 0,011


? Определяется напор насоса на воде при оптимальном режиме:
H = P/(? ? g ? K ? KHv),
(3.34)
H = 11.564 ? 106/969.764 ? 9.81 ? 0.011 ? 0.544 = 715.6 м.


? Вычисляется необходимое число ступеней насоса:
Z = H/hст,
(3.35)


где:	hст - напор одной ступени выбранного насоса.

hст =Hнам/100,

где: Hнам – номинальный напор насоса , м.
Z = 715,6/6 = 120 шт.



     Число Z округляется до большего целочисленного значения и сравнивается с данным числом ступеней выбранного типоразмера насоса. По количеству ступеней подходит насос ЭЦНДП5-15-600. В него установлено 125 штук ступеней. Так как необходимо 120 штук ступеней нужно снять лишние 5
и вместо них установить проставки.

? Определяется КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного

газа:
? = K?v ? Kc ? ?oB,
(3.36)

где:	?оВ - максимальный КПД насоса на водяной характеристики.
? = 0,491 ? 0,963 ? 0,24 = 0,25



? Определяется мощность насоса:
N = P ? Q/?,
(3.37)
N = 11.564 ? 106 ? 0.00017/0.25 = 8,031 кВт.


? Определяется мощность погружного двигателя:
Nпэд = N/?пэд,
(3.38)

где:	?пэд  - КПД погружного электродвигателя.
Nпэд = 8,031/0,795 = 10 кВт



? Проверка насоса на возможность отбора тяжелой жидкости.

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

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

     Проверка погружного двигателя и насоса на возможность откачки тяжелой жидкости (жидкости глушения) при освоении скважины ведется по формуле:
Pгл = ?гл ? g ? L + Pбуф + Pзаб + Pпл,
(3.39)


где:	?гл - плотность жидкости глушения,( 920 кг/м3).



Pгл = 920 ? 9,81 ? 3378 + 2,18 ? 106 + 17,201 ? 106 + 21,73 ? 106 = = 28,138 ? 106 Па


При этом вычисляется напор насоса при освоении скважины:
Hгл = Pгл/?гл ? g,
(3.40)
Hгл = 28.138/920 ? 9.81 = 3117.68 м.


         Величина Нгл сравнивается с напором Н паспортной водяной характеристики насоса: Hгл > H, получаем 3117.68 > 715.6

? Определяется мощность насоса при освоении скважины:
Nгл = Pгл ? Q/?,
(3.41)
Nгл = 28,138 ? 106 ? 0,00017/0,25 = 19,54 кВт


     Потребляемая мощность погружного электродвигателя при освоении скважины:
     
Nпэд.гл = Nгл/?пэд,
(3.42)
Nпэд.гл = 19,54/0,795 = 24,58 кВт



? Установка проверяется на максимально допустимую температуру на приеме насоса: > [ ], [Т] это максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме погружного насоса. Получаем 130°С > 30°С.

     ? Установка проверяется на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сечении, образованном внутренней поверхностью обсадной колонны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхностью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:
W = Q/F,
(3.43)



где:	F - площадь кольцевого сечения;

D - внутренний диаметр обсадной колонны.
F = 0.785 ? (D2 ? d2)
(3.44)


где:	d - внешний диаметр ПЭД.
F = 0,785 ? (0,1682 ? 0,1032) = 0,014 м2
W = 0,00017/0,014 = 0,12 м/с



     Скорость потока откачиваемой жидкости W больше минимально допустимой скорости откачиваемой жидкости. Тепловой режим погружного двигателя считается нормальным. При выбранной глубине подвески
     
выбранный насосный агрегат является в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения.

     По произведенным ранее расчетам подходит погружной электродвигатель типа ЭДБ, ЭДБ16-95 B5 ТУ 3381-001-00217780-01.

     Для выбранного насоса и электродвигателя предлагаю использовать кабель SL-212 (PN) ТУ16.К71-362-2006.

? Проверка параметров кабеля и НКТ

     Проверяя кабель, необходимо учитывать в основном три фактора: потеря энергии; снижение напряжения в нем при запуске установки; габарит кабеля.

     Потери энергии в кабеле (в кВт) определяются из следующей зависимости:
?Nкаб = 3 ? I ? Ro ? Lкаб ? 103,
(3.45)


где:	I - сила тока двигателя;

     Lкаб - вся длина кабеля (глубина спуска двигателя и примерно 50 м кабеля до станции управления);

Rо - активное сопротивление 1 м. длины кабеля,
Lкаб = L + 50,
(3.46)
Lкаб = 1647,22 + 50 = 1697,22 м.
R
o
= (1 + ? ? (t
каб
? 20) ? 1,31 ? ?  /q) ? 103,
(3.47)




20



где: ?20 - удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с учетом нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом·мм2/м;

q - площадь сечения жилы кабеля, мм2;

? - температурный коэффициент линейного расширения меди, равный

0,0041/ °С;

     tкаб - температура жилы кабеля, которую можно при ориентировочных расчетах принять равной средней температуре в стволе скважины.
Ro = (1 + 0,0041 ? (67,5 ? 20) ? 1,31 ? 0,0195/42,4) ? 103 = 0,072 Ом/км.
?Nкаб = 3 ? 16 ? 0,72 ? 1697,22 ? 103 = 5,87 кВт.


     Трансформатором компенсируется снижение напряжения в кабеле при работе установки. Поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится рабочее напряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в несколько раз и снижение напряжения может быть настолько значительным, что двигатель не запустится. Поэтому при пусковом режиме необходимо проверять снижение напряжения в кабеле. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напряжения определяется из зависимости
?Uпуск = ?


(3.48)

3(Ro ? cos? + X0 ? sin?) ? Iпуск ? Lкаб,



где: Хо - индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм2 равно 0,1·103 Ом/м;

     cos ? и sin ? - коэффициенты мощности и реактивной мощности установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9.
?Uпуск = ?3(0,072 ? 0,86 + 0,1 ? 0,6) ? 50 ? 1697,22 = 179,2 В.





Снижение напряжения является допустимым.

     Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

     НКТ необходимо проверить на допустимые гидравлические сопротивления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход оборудования в скважину. При движении жидкости потери напора не должны превышать 6 % полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависимости
?P = ? ? ? ? (L ? v2
/2d
нкт
),
(3.49)
ж






где:	? - коэффициент Дарси.
? = 0,021/dн ? 0.3,
(3.50)


где:	dн - диаметр насоса, мм.
? = 0,021/0,092 ? 0.3 = 0,043.
?P = 969,764 ? 0,043 ? (1697,22 ? 0,0001012/20,073) = 0,0000263 Па.


     При движении газожидкостной смеси такое определение сопротивлений дает весьма ориентировочные результаты.

     Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, давления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабеля, погружного агрегата).

     Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в скважину и достаточно полное использование внутренней полости скважины. Увеличенный зазор необходимо применять при значительной глубине скважины и увеличенной ее кривизне. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по
     
длине оборудования. Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диаметров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготовление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с учетом его габарита и габарита ближайшей муфты НКТ, у которой находится круглый кабель. Такая муфта обычно расположена

в 10-20 м от агрегата и вместе с последним представляет довольно жесткую систему.

Габариты оборудования приемлемы в первом и последнем сечениях.

? Проверка параметров трансформатора и станции управления.

     Для повышения напряжения до номинального напряжения двигателя и для компенсации потерь в кабеле и других элементах питающей сети применяются повышающие питание масляные трансформаторы погружных насосов нефтедобычи Минского ЭТЗ-«ТМПН-63/1УХЛ1».


        Проверим совместимость двигателя и трансформатора. Nтр > Nдв, получаем 63кВт > 10кВт.

Проверяем трансформатор по току, находим ток во вторичной обмотке:



I2н =  /(?
3
? U2н),
(3.51)


где:	S - номинальная мощность трансформатора;

U2н - напряжение вторичной обмотки трансформатора.
I2н = 63000/(?3 ? 1032) = 35,29 A.

Проверяем I2н > Iдв, получаем 35,29 А > 16 А.



Все условия выполняются, двигатель подходит.

? Станцию  управления  выбираем  «Борец-11М1»  компании  «Борец».

Также в сборку УЭЦН устанавливаем клапан обратный «КОШ-89» с трубой

шламовой «ТШБ 48х89» компании «Борец» для обеспечения периодической проверки герметичности колонны НКТ при монтаже и эксплуатации электропогружных установок и предупреждения слива жидкости из колонны НКТ и обратного вращение ротора погружного агрегата после остановок насоса. Используем гидрозащиту «ПБ86А» (протектор) компании «Борец» «ТУ 3665-010-00217780-01», устанавливаемая между входным модулем (или газосипаратором) и погружным электродвигателем, предназначена для предотвращения попадания пластовой жидкости во внутреннюю полость погружных электродвигателей и компенсации тепловых расширений масла. Газосепоратор «3МН-ГСЛ5ТМ ТУ 3665-003-00217780-98» для отделения попутного газа от жидкости и уменьшения газовой составляющей при движении нефти по секциям насоса, Вместе со сборкой в скважину спускаем систему погружной телеметрии «СПТ-2БП-В-N ТУ 4231-001-00217780-05» для контроля и передачи контроллеру станции управления параметров погружных асинхронных электродвигателей и электроцентробежных насосов [6].


3.4 Вывод скважины оборудованной УЭЦН на оптимальный режим работы


     В соответствии с технологическим регламентом, действующим в НГДУ, производится вывод скважины на режим работы.

В процессе вывода на режим постоянно контролируется:

• уровень жидкости в скважине;

• производительность насоса по ЗУ;

• буферное и затрубное давление;

• рабочий ток и сопротивление изоляции УЭЦН.

     Без контроля и немедленной регистрации в паспорте УЭЦН вывод скважин на режим, является нарушением технологической дисциплины.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если:

• дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса;

     • динамический уровень установился на постоянной отметке или начал подниматься.

Работа УЭЦН в периодическом режиме не считается режимной работой. Специальное  сервисное  предприятие  по  ремонту  УЭЦН  совершает монтаж наземного оборудования УЭЦН. Наземную кабельную линию от устья

скважины до СУ УЭЦН прокладывает Нефтегазодобывающее управление. Подключение наземной кабельной линии к СУ УЭЦН и клемной

коробке (сростку) производит специальное сервисное предприятие по ремонту УЭЦН.

Присоединение концов кабеля к питающей сети должно производиться

в соответствии с действующей системой фазировки УЭЦН. Подготовка скважины к выводу на режим:

Записать в карту вывода параметры УЭЦН:

• Тип УЭЦН, напор, тип ПЭД, габарит ПЭД,

• номинальный ток,

• ток холостого хода,

• номинальное напряжение,

• глубину спуска насосной установки (положение приема),

• диаметр НКТ, диаметр эксплуатационной колонны.

     Произвести опрессовку НКТ на давление 40 кг/см2. Опрессовка лифта производится агрегатом ЦА-320 в трубное пространство или насосной установкой при закрытой трубной задвижке. Если в течение 10 минут давление опрессовки не изменилось, следует считать колонну HKT герметичной.

Вывод скважины на режим:

• замерить статический уровень.

     • электромонтёр, в присутствии оператора по добыче, согласно требований по номинальному напряжению и току, устанавливает защиты,

выбирает соответствующую отпайку на трансформаторе и производит запуск

УЭЦН.

     • Засечь время запуска. Дождаться, контролируя время, появление подачи на устье. Если подача появилась позже максимального расчетного времени можно предположить:

• неверное вращение ПЭД;

• негерметичность НКТ;

• неисправность насоса;

     Максимальное время появления подачи рассчитывается из условия, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до статического уровня в скважине. Время работы насоса для заполнения трубного пространства НКТ определяется делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса.

     После запуска установки, через каждые 15 минут производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН.

     Не допускать снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема насоса!

     Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны:

• 5” колонна без НКТ - 1.33 м3;

     • 5” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5” - 0.9 м3;

     • 6” колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2.5”-1.35 м3.

     Через один час работы, после запуска установки УЭЦН, электромонтер отключает установку для охлаждения электродвигателя на время, указанное в регламенте на проведение работ.

     Произвести замер КВУ (кривая восстановления уровня). Замер восстановления уровня производить через каждые 15 минут.
     
     Определить по результату KBУ приток из пласта. Приток из пласта будет равен объему межтрубного пространства между замеренным динамическим уровнем и восстановившимся уровнем за определенный период времени.

     Приток из пласта отсутствует или уровень остается на прежнем месте, следовательно, отсутствует охлаждение электродвигателя насоса. Через каждый час работы следует останавливать установку для охлаждения.

     После охлаждения ПЭД производит запуск УЭЦН в работу. Через 1-2 часа работы УЭЦН устанавливают защиты с учетом показаний приборов. В эксплутационный паспорт и паспорт СУ заносятся данные, после чего пломбируют СУ и передается эксплуатационный паспорт УЭЦН оператору по добыче скважин.

     Через каждые 15 минут необходимо производить замер динамического уровня и дебита УЭЦН.

     Определить отбор жидкости из затрубного пространства по скорости падения динамического уровня.

     По разнице между замеренным дебитом отбором жидкости из затрубного пространства определить приток из пласта

     Если приток из пласта меньше допустимого не более, чем через час работы установку ЭЦН остановить на охлаждение электродвигателя (минимум 1.5 часа).

     Если приток из пласта больше допустимого, время работы установки без остановки на охлаждение электродвигателя не ограничивается, при этом снижение динамического уровня менее 400-500 метров до приема не допускается. При снижении динамического уровня ниже 400-600 метров до приема насоса УЭЦН необходимо остановить на накопление.

     Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня производить до стабилизации подачи и динамического уровня при достаточной скорости охлаждения двигателя.

Если	приток	скважины	не	обеспечивает	минимального	дебита,	то

освоение ведется периодическим включением насоса. Время работы и простоя определяется из анализа циклов откачки на восстановления уровня технологом цеха добычи нефти и газа. Установки производительностью 20-60 м3/сут можно поставить на периодическую эксплуатацию.

     До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, после ГРП, программы ИДН, или, входящих в списки часторемонтируемых и работающих периодически, технолог цеха добычи нефти и газа составляет программу вывода на режим, которую контролирует ежедневно.

     В случае если скважина более 3 суток не выходит на нормальный режим работы ЦДНГ собирает комиссию для окончательного принятия решения по данной скважине, в том числе и для определения возможности спуска в данную скважину другой установки [6].
.......................