1458

Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины:

(1.33)

32. Установка проверяется на максимально допустимую тем­ пературу на приеме насоса:

где [Т] — максимально допустимая температура откачивае­ мой жидкости на приеме погружного насоса.

33. Установка проверяется на теплоотвод по минимально до­ пустимой скорости охлаждающей жидкости в кольцевом сече­ нии, образованном внутренней поверхностью обсадной колон­ ны в месте установки погружного агрегата и внешней поверхно­ стью погружного двигателя, для чего рассчитываем скорость потока откачиваемой жидкости:

где F = 0,785 (D* - d 2) — площадь кольцевого сечения; D — внутренний диаметр обсадной колонны;

d — внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывает­ ся больше минимально допустимой скорости откачиваемой жид­ кости [W], тепловой режим погружного двигателя считается нор­ мальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глуби­ не подвески, она (глубина подвески) увеличивается на AL = 10— 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п. 5. Величина AL зависит от наличия времени и возможностей вычислитель­ ной техники расчетчика.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проход­ ки и по максимальному уГЛу отклонения оси скважины от вер­ тикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска

выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует осо­ бой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Необходимые для выбора установок данные по комплекта­ ции установок, характеристики и основные параметры насосов, двигателей и других узлов установок-даны как в настоящей кни­ ге, так и в специальной литературе [3].

Для косвенного определения надежности работы погружного электродвигателя рекомендуется оценить его температуру, так как перегрев двигателя существенно снижает срок его работы. Увеличение температуры обмотки на 8—10 “С выше рекомендо­ ванной заводом-изготовителем снижает срок службы изоляции некоторых видов в 2 раза. Рекомендуют следующий ход расчета. Вычисляют потери мощности в двигателе при 130 °С:

2Ли=^„«1/[Ь, -

где Ь2, с2 и d2— расчетные коэффициенты (см. [15]); Ун и т| дн — номинальные мощности и КПД электродвигателя соответственно.

Перегрев двигателя определяют по формуле:

где Ь3 и с3 — конструктивные коэффициенты [15].

Далее определяют температуру жидкости, охлаждающей дви­ гатель (/ охл), и коэффициент, учитывающий влияние обводнен­ ности и наличие свободного газа на охлаждение двигателя:

В связи с охлаждением потери в двигателе уменьшаются, что учитывается коэффициентом Kt.

К, = 1 — b 5 (1 — 0,0077 (т,-Кx + tm )],

где Ь 5 — коэффициент (см. прил. 3 [15]).

где р 20 — удельное сопротивление жилы кабеля при 20 °С с уче­ том нагартовки и скрутки, принимается равным 0,0195 Ом-мм2 /м; <7 — площадь сечения жилы кабеля, мм2; а — температурный коэффициент линейного расширения меди, равный 0,0041/°С; t ка6 — температура жилы кабеля, которую можно при ориенти­ ровочных расчетах принять равной средней температуре в ство­ ле скважины.

Допустимую потерю энергии в кабеле можно определить эко­ номическим расчетом при сравнении затрат на дополнительную энергию и затрат на замену кабеля с большим сечением и мень­ шими потерями энергии. Ориентировочно можно ограничивать потери энергии 6—10% от общей мощности, потребляемой ус­ тановкой. Снижение напряжения в кабеле при работе установки компенсируется трансформатором, поэтому к электродвигателю в нормальном режиме его работы подводится его рабочее на­ пряжение. Но при пуске двигателя сила тока возрастает в 4—5 раз и снижение напряжения может быть настолько значитель­ ным, что двигатель не запустится. Поэтому необходимо прове­ рять снижение напряжения в кабеле при пусковом режиме. Это особенно важно при кабелях большой длины. Снижение напря­ жения определяется из зависимости

где Х0 — индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/м; для кабеля с площадью сечения 25 и 35 мм2 равно 0,1-10 3 Ом/м; cos ф и sin ф — коэффициенты мощности и реактивной мощно­ сти установки соответственно; коэффициент мощности установки достаточно велик благодаря значительной длине кабеля; при правильной комплектации установки он равен 0,86—0,9.

Допустимое снижение напряжения указывается в заводской характеристике двигателя. Оно сравнивается с рассчитанным по формуле (1.45).

Допустимые сечения кабеля проверяются с учетом размеров других элементов установки.

НКТ проверяются на допустимые гидравлические сопротив­ ления потоку, прочность и диаметр, обеспечивающий проход

оборудования в скважину. При движении жидкости потери на­ пора не должны превышать 5—6 % полезного напора насоса.

Гидравлические сопротивления определяются из зависи­ мости

При движении газожидкостной смеси такое определение со­ противлений дает весьма ориентировочные результаты.

Прочность труб проверяют с учетом веса колонны НКТ, дав­ ления откачиваемой жидкости и веса всего оборудования (кабе­ ля, погружного агрегата). Расчетные зависимости даны в разде­ ле 1 настоящей книги [16].

Проверка габаритов проводится согласно указаниям следую­ щего раздела данного параграфа.

Проверка диаметрального габарита погружного оборудования

Диаметральный габарит погружного оборудования должен обеспечить спуск и подъем его без повреждения в сква­ жину и достаточно полное использование внутренней полости скважины. Обычно зазор между оборудованием и обсадными трубами составляет 3—10 мм. При значительной глубине сква­ жины и увеличенной ее кривизне необходимо принимать увели­ ченный зазор. Диаметральный габарит определяется обычно в трех сечениях по длине оборудования. Первое сечение берется у муфты НКТ. Здесь диаметральный габарит равен сумме диамет­ ров кабеля и муфты с учетом плюсовых допусков на их изготов­ ление. Второе сечение берется над погружным агрегатом с уче­ том 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 доволь­ но жесткую систему. Если габарит этого сечения превышает до­ пустимый, то трубы заменяются на меньший размер на длине 40—50 м. Таким образом, уменьшается жесткость этой системы (НКТ — погружной агрегат) без существенного увеличения по­

терь напора в трубах.

Последнее сечение — диаметральное сечение самого агрегата (Da) без муфты, труб и круглого кабеля.

Если габариты оборудования неприемлемы в первом и после­ днем сечениях, необходимо изменить размер кабеля, НКТ, насоса или двигателя. При этом проверяются расчетом и соответствующие этапы выбора узлов установки, указанные в предыдущих разделах.

Проверка параметров трансформатора

и станции управления

Трансформатор проверяется на возможность под­ нять напряжение тока до суммы напряжения, требуемого двига­ телем, и снижения напряжения в кабеле в рабочем режиме дви­ гателя. Кроме того, проверяется мощность трансформатора.

Снижение напряжения в кабеле определяется по зависимости (1.45), но с учетом рабочей, а не пусковой силы тока. Мощность проверяется сравнением мощности трансформатора (в кВ А) и мощности, которую необходимо ввести в скважину (в кВ-А).

При выборе станции управления необходимо учитывать тип трансформатора, силу тока, подаваемого на двигатель, и неко­ торые другие условия.

КПД поверхностного оборудования для расчетов можно при­ нимать равным примерно 0,98.

1.8.3. Алгоритм «машинного» подбора УЭЦН к скважине

Появление, бурный рост возможностей и повсе­ местное внедрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уникальные возможнос­ ти для упрощения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точ­ ность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном счете. Так, например, при подборе с помощью ЭВМ, нет необходимости в некоторых допущениях.

При «машинном» подборе УЭЦН значение суммарного пере­ пада давления (ДР) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составля­ ющих — потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.

Плотность газоводонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта от­ носительной скорости необходим на участке «забой скважины — прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса — устье скважины». При определении плотности газоводонефтя­ ной смеси, особенно при условии Р < Рнас, необходимо учиты­ вать термодинамические зависимости процесса разгазирования (давления, температуры, коэффициента сжимаемости, показа­ теля политропы и других факторов) и истинное газосодержание, зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. При этом необходимо учитывать вязкость не только жидкой фазы откачиваемого флюида, но и вязкость попутного нефтяного газа. Возможность расчета изменений состояния откачиваемого флю­ ида с малым шагом по высоте столба (по глубине скважины) обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и подсчитывать изменение температуры на участках по линейной зависимости. Необходимо отметить, что при подборе УЭЦН с помощью ЭВМ целесообразным, а часто и необходимым, явля­ ется точный термодинамический расчет, учитывающий тепло­ творную способность погружного оборудования, процессы теп­ лообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях по­ гружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной ко­ лонны и теплообмен с окружающей средой.

При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважи­ не необходимо представить характеристики насосов и погруж­ ных электродвигателей в виде зависимостей типа Н =f(Q), как при работе на воде, так и для работы на реальных жидкостях.

Расчет основных данных потока пластового флюида в колон­ не НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же мето­ дике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е. используя в качестве начальных условий устьевые значения дав­ ления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «снизу вверх». В этом случае начальными условиями становятся плас­ товые и забойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность и т.д.).

В качестве исходных данных используются вышеприве­ денные данные, однако в связи с уменьшением количества

допущений, эти данные должны быть дополнены следую­ щими величинами:

—теплоемкость воды, нефти, газа;

—коэффициенты теплопроводности материала труб, цемент­

ного камня и горных пород, через которые проведена скважина;

—температурный градиент;

—термодинамические характеристики попутного нефтяного

газа (коэффициент сжимаемости, состав, парциальные давле­ ния и т.д.);

—коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб (НКТ и обсадных);

—инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возмож­

но малым шагом инклинограммы, например, — 10 м);

—электротехнические показатели погружных двигателей и токоведущих кабелей;

—пластовые значения температуры, проницаемости и пори­

стости горной породы, водо- и газонасыщенности пласта;

— коэффициент, характеризующий качество вскрытия плас­ та и фильтрационные процессы в призабойной зоне.

Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе УЭЦН достаточно подробно описаны в [12].

Применение ЭВМ позволяет использовать указанную мето­ дику без упрощений, что при малом времени расчетов приво­ дит к наиболее точным результатам. Однако сложность в дан­ ном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфо­ рации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюи­ да. При использовании устаревших данных (давностью свыше 3—6 месяцев в зависимости от динамичности процессов раз­ работки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от «машинно­ го» подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора становятся просто необос­ нованными.

Одними из первых развернутые методики подбора установок ЭЦН за рубежом стали применять специалисты фирмы REDA. Как уже указывалось, в 1972 г. фирма объявила о создании сис­

темы подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ», с помощью которой проектируются индивидуальные оптимальные насосные системы для каждой конкретной скважины.

Данная система подбора базируется на основных данных по всем выпускаемым фирмой REDA элементам УЭЦН, а также на исходных промысловых данных. К исходным данным относится информация о конкретной скважине (месторождение, номер или название скважины, конструкция скважины — диаметр, глуби­ на, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристи­ ки — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, тем­ пература на забое скважины, планируемые дебиты нефти и воды, давление на устье скважины), а также история эксплуатации данной скважины (средний дебит, обводненность, максимально допустимый дебит скважины, глубина залегания продуктивного пласта, длина и диаметр насосно-компрессорных труб, исполь­ зуемая насосная установка) и факторы, осложняющие добычу нефти (наличие абразива, коррозии, парафина и др.).

Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на которых базируется их система подбора, однако сам набор ис­ ходных данных показывает, что фирмой применяется достаточ­ но упрощенная методика расчета основных данных при работе насосных установок.

Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются специалисты фирмы ESP. Кроме указанных в воп­ роснике фирмы REDA параметров, в опросном листе ESP зна­ чатся: коэффициент продуктивности, давление насыщения, тем­ пература забоя и устья скважины, вязкость нефти при разных температурах, значения нескольких характерных точек кривой разгазирования. Все это означает, что при подборе установок используются зависимости для определения действительных вне­ шних характеристик погружных насосов при их работе на реаль­ ных жидкостях, а также методы определения реального измене­ ния фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «за­ бой скважины — прием насоса» и «насос — устье скважины».

В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фир­ мы Centrilift указьщается тип пласта (песчаник, известняк и т.п.), данные по Давлению насыщения и кривой разгазиро­ вания, однако не запрашиваются значения коэффициентов вязкости нефти и пластовой воды. Это значит, что данные

параметры не применяются при расчетах значения истинной вязкости, плотности и газосодержания водонефтегазовой смеси.

В 1997 г. на рынок вышла программа SubPUMP™, разрабо­ танная компанией Petroleum Information/Dwight's, USA.

Данная программа позволяет выбирать оптимальные реше­ ния по системе «Пласт — скважина — насос» для множества ва­ риантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользо­

вателя.

Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий рабо­ тать с различными системами единиц (СИ, американская и ка­ надская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки со­ отношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вяз­ кости при изменении температуры для расчетов движения жид­ кости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном насосе.

База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характеристиках насососв, двигателей, кабелей, ступеней, гид­ розащиты, производимых крупнейшими поставщиками устано­ вок погружных центробежных насосов — компаниями Centrilift, ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в программе есть возможность изменять характеристики узлов и установок в целом по итогам их стендовых испытаний.

Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от подхода пользователя к проблеме подбора УЭЦН всегда являет­ ся система с максимальным КПД или с минимальными общими затратами на добычу единицы скважинной продукции.

Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows. В последнее время появились материалы о программе FloSystem 3, являющейся последней разработкой компании

Edinburg Petroleum Services Ltd, UK.

FloSystem 3 включает в себя две программы: WellFlo и FieldFlo. WellFlo позволяет пользователю построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы, а также произвести подбор оборудования (УЭЦН или газлифт) при различных усло­ виях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с объединен­ ной моделью месторождения и отдельных скважин, учитывая взаимовлияние нагнетательных и добывающих скважин и про­ цессы фильтрации пластовой жидкости в рабочих пластах.