 |
Оценка правильности подбора оборудования УЭЦН в скважине № 609 Самодуровского месторождения
|
|
|
|
Скважина № 409 Самодуровского месторождения эксплуатируется установкой ЭЦН. Для оценки правильности подбора оборудования УЭЦН к данной скважине проведем расчет основных технологических параметров оптимального режима эксплуатации и подберем соответствующие типоразмеры погружного и наземного оборудования установки электроцентробежного насоса по следующим исходным данным:
Номинальная производительность ЭЦН - 
= 80 м3/сут,
Номинальный напор ЭЦН - 
= 1600 м,
Мощность ПЭД - 
= 45 кВт,
Диаметр ПЭД - 
= 117 мм,
Дебит скважины по жидкости - 
= 57 м3/сут,
Объемная обводненность продукции - 
= 0,75 д.ед.,
Глубина скважины - 
= 1793 м,
Глубина спуска насоса в скважину - 
= 1682 м
Динамический уровень жидкости в скважине - 
= 1214 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны - 
= 130 мм,
Давление в затрубном пространстве скважины - 
= 0,6 МПа,
Плотность нефти в поверхностных условиях - 
= 875 кг/м3
Плотность нефти в пластовых условиях - 
= 855 кг/м3
Плотность пластовой воды - 
= 1070 кг/м3
Давление насыщения нефти газом - 
= 3,91 МПа
Динамическая вязкость пластовой нефти 
= 16,7 мПа∙с,
Динамическая вязкость разгазированной нефти 
= 5,2 мПа∙с,
Динамическая вязкость пластовой воды 
= 1 мПа∙с
Устьевое давление - 
= 1,8 МПа,
Газовый фактор - 
= 20,3 м3/т,
Содержание азота в газе - 
= 23,5 %,
Плотность газа - 
= 1,42 кг/м3
Внутренний диаметр НКТ - 
= 60 мм,
Для определения величины погружения ЭЦН под уровень жидкости в скважине 
необходимо рассчитать величину давления на приеме насоса, обеспечивающую его устойчивую работу, а также плотность смеси в затрубном пространстве скважины. В качестве необходимого давления примем допускаемое. Под допускаемым давлением на приеме ЭЦН 
понимается такое, при котором в продукции имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос хотя и приводит к значительному отклонению реальных характеристик насоса от стендовых при работе без свободного газа, но сохраняет устойчивую работу насоса при допустимом КПД.
|
|
|
Для оценки допускаемого давления на приеме ЭЦН могут быть использованы следующие зависимости []
при 
при 
Так как обводненность продукции 
, то величина давления на приеме ЭЦН определится следующим образом
Как показывает практика, выше уровня приемного модуля электроцентробежного насоса в работающей скважине находится нефть. Плотность нефти в затрубном пространстве скважины можно определить по формуле
Величина погружения ЭЦН под уровень жидкости определится как
Однако регламентирующие документы запрещают эксплуатацию скважин с величиной заглубления насоса под уровень жидкости менее 200 м, поэтому принимаем
Давление на приеме насоса при этом будет равно
= 2,26∙106 Па
Глубина установки насоса при существующем режиме работы скважины
Необходимое давление, развиваемое насосом, определяется из уравнения
,
где 
- гидростатическое давление столба жидкости в НКТ, 
- потери давления на трение при движении жидкости по лифту, 
- перепад давления, создаваемый за счет полезной работы газа по подъему жидкости в НКТ.
Для определения выделим в колонне НКТ два участка: первый - от выкида насоса до глубины начала выделения газа, и второй - от данной глубины до устья скважины. На первом участке движется двухфазный поток, плотность которого равна
На втором участке движение потока сопровождается выделением газа из нефти, и следовательно, уменьшением плотности смеси. Для проведения расчетов определим среднюю плотность газожидкостной смеси в данном интервале следующим образом
|
|
|
где 
- плотность потока при устьевом давлении, определяемая как
,
где 
- объемное газосодержание потока, которое определяется по выражению
,
где 
- объемный расход газа, определяемый как
,
где 
- объем выделяющегося газа из нефти, определяемый как
,
где 
- показатель степени, равный,
где 
- содержание азота в газе, %
Проведя вычисления по формулам получим
, 
, 
, 
, 
.
Длина второго участка определится как
Гидростатическое давление столба жидкости в НКТ равно
Для определения потерь давления на трение при движении жидкости по лифту необходимо значительное количество расчетных операций. Однако практика эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, показывает, что потери давления незначительны и составляют в среднем 0,001-0,002 МПа на 100 м длины подъемника.
Потери давления на гидродинамическое трение рассчитаем следующим образом
Перепад давления , создаваемый за счет полезной работы газа по подъему жидкости в НКТ можно определить по зависимости
Необходимое давление, развиваемое насосом, определится как
= 13,56∙106 Па
Необходимый напор насоса будет равен
= 1384 м
Для эксплуатации скважины выбираем насос ЭЦН 5А - 60 - 1400.
Мощность погружного электродвигателя определим по формуле
Коэффициент полезного действия большинства погружных электродвигателей в среднем равен 0,9.
= 20,9 кВт
По каталогу подбираем погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117.
В результате подбора оборудования УЭЦН для эксплуатации скважины № 409 Самодуровского месторождения рекомендуется провести следующие мероприятия:
заменить насос ЭЦН 5 - 80 - 1600, эксплуатирующий данную скважину в настоящее время, на насос ЭЦН 5 - 60 - 1400, подобранный при проведении расчетов.
заменить электродвигатель ПЭД 45 - 117, используемый для привода центробежного насоса в настоящее время, на погружной электродвигатель ПЭД 22 - 117, подобранный при проведении расчетов.
изменить глубину подвески насоса в скважине с 1682 м, при которой эксплуатируется установка в настоящее время, на глубину подвески насоса равную 1414 м, определенную при проведении расчетов.
|
|
|
|
|
|
