Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

Для борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, предлагается следующее:

1.  Для снижения количества подъемов насосных установок по причине не герметичность подвески НКТ рекомендуется менять старую подвеску НКТ на новую и вести учет о количестве произведенных спускоподъемных операций т.к. в основном полеты по узлам подвески происходят из-за старения подвески НКТ, а также повысить качество работы бригад ПРС.

2.  Рекомендуется внедрять углепластиковые рабочие органы, которые повышают чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса и повышают гидродинамические характеристики насоса. Также углепластиковые рабочие органы легче в 7 раз чугунных рабочих органов, что понизит вибрацию насоса т.к. вибрация является основной причиной всех видов расчленений.

3.   Для борьбы с солеотложениями рекомендуется применять углепластиковые рабочие колеса и обработка скважин ингибиторами солеотложений, например, реагентами типа ТХ – 1312 и ХПС – 001 Когалымского завода химреагентов.

4.   При осложнении эксплуатации скважин парафиноотложениями следует применять механический способ борьбы, такой как спуск механических скребков и применять двухступенчатую подвеску УЭЦН.

5.7  Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

Эксплуатация скважин бес штанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов без штанговых установок - установок погружных центробежных электронасосов (УЭЦН), – на долю УЭЦН находится примерно половина всей, добываемой в отрасли, жидкости. Эксплуатация скважин бесштанговыми установками характеризуется некоторыми особенностями, связанными с принципом действия и конструкцией самих установок.

При подборе установки выбирают такие типоразмеры насоса, электродвигателя с гидрозащитой, кабеля, трансформатора, диаметра НКТ, а также глубину спуска насоса, сочетание которых обеспечивает освоение скважины и необходимую норму отбора ( номинальный дебит ) жидкости из нее в установившемся режиме работы системы скважина - установка при наименьших затратах.

Известно множество различных методик подбора погружных электроцентробежных установок как отечественных, так и зарубежных исследователей. Не останавливаясь на рассмотрении существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны и требуют применения специальных компьютерных программ.

Излагаемый ниже экспресс - метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы УЭЦН и успешно применяется в НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1.

Одним из важнейших параметров работы УЭЦН является давление на приеме. Заниженное его значение может привести к снижению и даже срыву подачи установки из-за высокого содержания свободного газа на приеме (более 20% по объему). Завышенное давление на приеме означает неоправданно глубокую подвеску установки и вследствие этого дополнительный расход насосно-компрессорных труб, кабеля; увеличение времени спуско-подъемных работ; повышение вероятности обрывов установки, повреждения кабеля и т.д. Поэтому давление на приеме P_пр определяется по следующей схеме: 1) Определяем давление при котором, объемное газосодержание b_max равно 0,2; 2) Если полученное значение меньше минимального [P_пр]_мин (с учетом возможного снижения пластового давления), то увеличиваем его до минимального (P_пр = [P_пр]_мин = 2,0 МПа).

 Давление на приеме при газосодержании b_max равным 0,2 определяется из системы уравнений:

, (1)

где G_пр - газовый фактор на приеме, м³/м³;

G₀ - газовый фактор при атмосферном давлении, м³/м³;

P_нас - давление насыщения нефти газом, мПа;

B - обводненность, доли ед.;

f - коэффициент разгазирования;

y_a - содержание азота при однократном разгазировании, %

Поскольку напорные характеристики насосов нормируются как правило на пресной воде, то при расчетах их необходимо пересчитывать с учетом свойств откачиваемой жидкости (в основном вязкости и газосодержания), т.е. получить скорректированные напорные характеристики установок ЭЦН.

Напорная характеристика УЭЦН H-Q обычно задается по трем точкам в рабочей области (в зоне максимального КПД), т.е. для значений подач Q1, Q2, Q3 задаются соответствующие им значения напоров H1, H2, H3.

Для того, чтобы скорректировать напорную характеристику, необходимо учесть:

1) Изменение объема (усадку) жидкости, Qжпр, м³/м³ при снижении давления от давления на приеме до атмосферного, вычисляется по формуле:

, (2)

где Q_ж - дебит жидкости скважины (при атмосферном давлении), м³/сут;

B - обводненность, доли ед.;

b - объемный коэффициент нефти;

P_пр - давление на приеме, МПа;

P_нас - давление насыщения нефти, МПа;

2) Коэффициент подачи от вязкости жидкости,вычисляется по формуле:

, (3)

где v - вязкость жидкости, мПа/с;

Q_n - подача паспортная нормированная (на воде), м³/сут;

3) Коэффициент напора от вязкости, вычисляется по формуле:

, (4)

где q =Qжпр/Qn

v - вязкость жидкости, мПа.с;

- дебит жидкости на приеме, м³/сут;

Q_n - подача паспортная нормированная (на воде), м³/сут;

4) Коэффициент напора от газосодержания, вычисляется по формуле:

, (5)

где b - объемное газосодержание на приеме;

;

- дебит жидкости на приеме, м³/сут;

Q_n - подача паспортная нормированная (на воде), м³/сут;

Далее для ряда значений подач Q₁, Q₂, Q₃ и т.д находим соответствующим им значений подач с учетом усадки по формуле(2) Q_1пр, Q_2пр, Q_3пр. Затем определяем скорректированную напорную характеристику, важно что коэффициенты напора зависят от подачи по формулам(4-5):

 и , (6)

где  - скорректированная напорная (H-Q) характеристики УЭЦН.

Физический смысл гидродинамической характеристики (ГДХ) в данной скважине получить заданный дебит.

Очевидно, что напор, необходимый для подъема заданного дебита должен поднимать жидкость с динамического уровня скважины и кроме того, создавать буферное давление.

, (7)

де dP(l) – градиент давления на глубине l с учетом зенитного угла, Па/м (в соответствии с разделом 3);

где P_буф - буферное (устьевое) давление, Па;

P_пр – давление на приеме, Па;

r_ж(l) - плотность жидкости на глубине l, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

L – глубина подвески установки, м;

Для того, чтобы построить ГДХ скважины, достаточно найти три ее точки. Если определить максимальный дебит скважины как дебит при котором забойное давление равно 0,7 от давления насыщения (), т.е. , то эти три точки соответственно равны: Q₁ = 0,5· Q_max, Q₂ = Q_max, Q₃ = 1,05·Q_max. H₁, H₂, H₃ находят из формулы (7).

Если построить на одном графике ГДХ скважины и рабочий участок напорной характеристики УЭЦН, то становится видно, что решением системы "скважина - насосная установка" является пересечение этих двух кривых. Если же ГДХ скважины не пересекается с рабочим участком напорной характеристики УЭЦН, то данный типоразмер установки не будет работать в оптимальном режиме, т.е. решение системы отсутствует.

Таким образом можно найти решение системы для всех интересующих типоразмеров УЭЦН и выбрать лучший (с точки зрения максимального КПД или максимального дебита) вариант.

Рисунок 5.4 Графическое решение системы "скважина - УЭЦН"

На рисунке 5.4 показан пример графического решения системы "скважина - насосная установка".

Из пересечения кривых определяем дебит Q и H для установки. Это можно сделать не только графическим, но и аналитическим методом. Для аналитического решения необходимо аппроксимировать кривые полиномами с помощью сплайн-интерполяции (для случая, когда кривые построены по 3-м точкам - параболами, т.е. полиномами 2-й степени) и найти их пресечение аналитически (для двух парабол достаточно решить квадратное уравнение).

Аналитическое решение системы «скважина-УЭЦН» возможно численным методом. Решается система из уравнений (6) и (7). При этом итеративно подбирается глубина подвески, затем определяется забойное давление (в соответствии с разделом3), дебит скважины . В результате находим глубину подвески, соответствующую оптимальному давлению на приеме (согласно системы уравнений 1). Далее проверяем кривизну ствола скважины на данной глубине. Если она превышает норматив 3 мин на 10 м, производим увеличение глубины с шагом инклинометрии до тех пор пока не обнаружится участок, соответствующий нормативу кривизны. В том случае если такого участка не существует выбирается участок с наименьшей кривизной.

При этом ограничениями при подборе являются: 1) забойное давление меньше 0,7 давления насыщения; 2) не возможно достичь оптимального давления на приеме; 3) расчетный подача не попадает в рабочую область напорной характеристики УЭЦН.

Таким образом осуществляется подбор типоразмера УЭЦН и расчет его основных технологических характеристик: давления на приеме, глубины подвески, дебита.

Расчет забойного давления представляет собой достаточно сложную задачу из-за широкого диапазона изменения эксплуатационных условий и физико-химических свойств добываемой продукции. В настоящее время наиболее универсальным методом расчета распределения давления в стволе скважины является метод В.Г.Грона.

Сущность метода заключается в расчете суммарного градиента давления потока газожидкостной смеси (dp/dH), вычисляется по формуле:

(dp/dH) = 10^-6 • _см • cos +(dp/dH)_тр, (8)

где _с.м - плотность газожидкостной смеси, кг/м³;

 - угол отклонения скважины от вертикали, градус;

(dp/dH)_тр - градиент потерь на трение, МПа/м.

Плотность газожидкостной смеси определяется по формуле:

_см = _ж • (1-j_г) + _г • j_г,(9)

где _ж - плотность жидкой фазы, кг/м³;

_г - плотность газовой фазы, кг/м³;

_см - плотность газожидкостной смеси, кг/м³;

j_г - истинное газосодержание в потоке смеси (объемная доля газа в смеси).

Для расчета истинного газосодержания в работе используется Критерий Фруда, зависящий от скорости смеси и корреляционные коэффициенты, учитывающие особенности потока смеси и физические свойства фаз, определяется по формуле:

j_г = _г w_см / w_ги = _г (C1+C2 Fr_см^-0,5), (10)

где _г - объемное расходное газосодержание в потоке смеси;

w_см - средняя приведенная скорость движения смеси, м/с;

w_ги - средняя истинная скорость газовой фазы, м/с.

Fr_см - критерий Фруда.

В то же время было установлено, что при расчетах среднюю относительную скорость газовой фазы в стволе вертикальных девонских скважин Башкирии необходимо принимать равной 2 см/с при обводненности продукции до 40% и 17 см/с при обводненности более 40%. В вертикальных скважинах относительная скорость является функцией обводненности, а в наклонных, в следствие наличия наклонной стенки, пузырьки меняют свою форму и продвигаются вдоль верхней стенки. Изменение формы пузырька оказывает влияние на скорость их подъема, т.е. относительная скорость газовой фазы изменяется в зависимости от угла наклона ствола скважины, причем влияние угла наклона при больших значениях газосодержания возрастает. Впервые выводы работ были обобщены в методике расчета характеристик глубинных скважинных насосов, работающих в наклонно-направленных скважинах.

 Таким образом, чтобы учесть влияние наклона профиля скважины истинное газосодержание следует определять непосредственно используя значения скоростей фаз. Для этого формулу (10) надо записать в следующем виде:

j_г = _г w_см / (w_см +w_го) (11)

где w_го - средняя относительная скорость газовой фазы, м/с.

Способ определения истинного газосодержания на основе непосредственного использования скоростей фаз был применен для расчета забойного давления на скв. 8677 Николо-Березовской площади НГДУ Арланнефть. Расчетные давления были сравнены с давлениями, полученными глубинным манометром. Расхождение замеренных и расчетных значений сопоставимы с погрешностью измерений (1,3 и 2,1 %).

Градиент потерь на трение в формуле (10) определяется следующим образом

(dp/dH)_тр =  w²_см _см 10^-6/(2d_вн), (12)

где d_вн - внутренний диаметр подъемника, м;

 -коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, движущейся со скоростью смеси и рассчитываемый в зависимости от числа Рейнольдса по жидкой фазе, определяется по формуле:

Re_ж = w²_см d_вн _ж/_ж, (13)

_ж - вязкость жидкости, мПа/с.

 = 0,067·(158/Re_ж +2/d_вн)^0,2,(14)

где  - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина,  = 1,4·10^-5).

Выше приема насоса накапливается нефть, через которую всплывают пузырьки газа, не попавшие в насос. Ниже приема насоса движутся вода, нефть и выделившийся газ. Алгоритм расчета давлений на разных отрезках отличается количеством учитываемых фаз, а также в зависимости от местоположения участка - выше приема насоса он находится или ниже. Необходимо отметить, что у приема насоса происходит скачкообразное изменение количества свободного газа в жидкости, т.к. часть газа уходит в насос вместе с жидкостью, остальной газ попадает в затрубное пространство.

Таким образом расчет забойного давления состоит из двух этапов:

1) Расчет давления на приеме насосной установки. Для этого моделируется всплытие газа в затрубном пространстве.

2) Расчет забойного давления, основанный на рассчитанном значении давления на приеме установки. Для этого рассчитывается распределения давления в стволе скважины по методу В.Г.Грона с непосредственным учетом относительных скоростей фаз.

Давление на приеме находится методом последовательного приближения (итераций) с переменным (адаптивным) шагом. На каждом шаге итерации находится расчетное значение динамического уровня по начальному значению давления на приеме и сравнивается с заданным динамическим уровнем. Затем корректируется начальное заданное значение давления на приеме и так до тех пор пока не будет достигнута заданная точность.

1. Задаются начальным значением давления на приеме. Оно необходимо для того чтобы начать численный расчет, определяемый по формуле:

P_пр0 = _н · g · (L_п-L_д) · 10^-6 + P_зт. (15)

Объем свободного газа поступающего в затрубное пространство

2. Определяют газовый фактор,G,м³/м³ при давлении P=P_пр0. по формуле:

G = G₀ · R · (D₁ · (1 + R) - 1),(16)

гдеD₁ = 4,06 · (_н* · _г* - 1.045), (17)

_н*- относительная плотность нефти к воде (плотности воды при 4°С и 0,1 МПа) равной 1000 кг/м3);

_г*- относительная плотность газа к плотности воздуха (плотности воздуха при 0°С и 0,1 МПа равной 1,293 кг/м³);

R = Log(n) / Log(10 · P_нас), (18)

n = P/ P_нас. (19)

3. Приведенная плотность свободного газа при разгазировании, ρVгс, кг/м³,на приеме насосной установки (P=P_пр0), определяется по формуле:

_гс* = Ш_гt · (_г* - 0,0036 · (1 + R) · (105,7 + U₁ · R)), (20)

где Ш_гt = 1 + 0,0054 · (t_пл - 20); (21)

U₁ = _н* · G - 186; (22)

R = lg(n) / lg(10 · P_нас); (23)

n = P / P_нас.

4. Приведенная плотность растворенного газа рассчитывается по формуле:

_гр* = G₀ / Г · (_г* - _гс* · G / G₀),

гдеГ = G₀ - G - остаточная газонасыщенность, т/м³.

5. Определяют объемный коэффициент нефти при (P=P_пр0), по формуле:

b_н = 1 + 1,0733 · _н* ·  · 0,001 * Г - 6,5 · 10^-4 · P_, (24)

где  = 3,54 · (1,2147 - _н*) + 1,0337 · _гр* +

+ 5,581 · _н* · (1 - 1,61 * _н* · 0,001 · Г) · 0.001 · Г *(25)

6.  Дебит жидкости на приеме рассчитывается по формуле:

7. 

 Q_ж = Q_ж0 · (1 - B) · b_н + Q_ж0 * B. (26)

8.  Рассчитывают объем свободного газа Vг,м³ на приеме насосной установки, приведенный к стандартным условиям при P=P_пр0. по формуле:

V_г = G · (1 - B) · Q_ж· z · P₀ · T_пл / (P _пр0 · T₀), (27)

где z - коэффициент сверхсжимаемости (принимается равным 1);

P₀ - стандартное давление равное 0,1 мПа;

Т₀ - стандартная температура равная 293°К (20°С).

8. Относительную скорость газа w_г определяем следующим образом.

Для вертикальных скважин:

w_г0 = 2 см/с, при B £ 0,4,

w_г0 = 17 см/с при B > 0,4.

Для наклонных скважин по таблице 2, в которой задано увеличение скорости газа при наклоне ствола 45° относительно вертикального ствола при различных газосодержаниях. Для углов от 0 до 45 и значения линейно интерполируются.

Таблица 5.14 Газосодержание

9. Определяют коэффициент сепарации, Кс свободного газа на приеме насосной установки, по формулам:

Для скважинного штангового насоса:

K_с = K₀/[1+1,05·Q_ж/(w_г F_эк)],(28

где K₀ - коэффициент сепарации свободного газа на режиме нулевой подачи, определяемый по формуле: K₀ = 1 - (d_т/D_эк)²; (29)

F_эк - площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны, м².

Для центробежного электронасоса

K_с = 1/[1+1,05·Q_ж/(w_г f_з')], (30)

где f_з' - площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и погружным насосом, м².

f_з' =  · (D_эк²-d_н²)/4. (31)

9.  Объем свободного газа, поступающего в затрубное пространство, рассчитывается по формуле:

V_гз = V_г · K_с. (32)

Расчет динамического уровня при P_пр0

Находим распределение давления, газосодержания и плотностей в затрубе.

Расчет ведется снизу-вверх. Начальное давление P = P_пр0. Начальное значение L_дин0 = L_подв.

1. Истинное газосодержание в затрубном пространстве при давлении P, определяется по формуле:

_г = V_гз · P_пр0 / P / w₀ / f_з, (33)

где f_з - площадь межтрубного пространства, м²:

f_з =  · (D_эк²-d_т²)/4. (34)

2. Плотность газа всплывающего в затрубном пространстве при давлении P, рассчитывается по формуле:

_гз = _г · P · T₀/ (P₀· T_пл), (35)

3. Плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве давлении P, рассчитывается по формуле:

_{см з} = _гз · _г + _н · (1 - _г). (36)

4. Градиент давления давлении P, определяется по формуле:

(dP/dH)=_{см з} · g · cos() · 10^-6 (37)

5. Уменьшаем глубину на значение шага H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

6. Находим новое значение P уменьшая его на значение P, по формуле:

P = (dP/dH) · H. (38)

7. Возвращаемся к пункту 1 раздела 5.7.3

Цикл расчета динамического уровня ведется до тех пор когда: а) значение истинного газосодержания по рассчетам пункта 1 (согласно раздела 5.7.3) становится равным и больше единицы; б) текущее значение давления P равным или меньше атмосферного (0,1 МПа); в) уровень на этапе 5 согласно раздела 5.7.3 уменьшился до нуля.

Полученное на этапе 5 раздела 5.7.3 последнее значение и будет динамическим уровнем при давлении на приеме равном P_пр0.

Значение динамического уровня L_д0 полученное при первой итерации (т.е. при P_пр0, рассчитанном в пункте 1 согласно раздела 5.7.2. ) будет при наличии свободного газа на приеме меньше заданного L_д. Поэтому давление P_пр0 уменьшают и возвращаются к пункту 2 раздела 5.7.3. Значение шага P_пр0 определяется необходимой точность расчета давления, как правило это P_пр0 = 0,1 МПа (1 атм). Можно также использовать переменный шаг для ускорения расчетов: P_пр0 = 0,05 · (L_д - L_д0) · _н · g · _г·10^-6. Расчеты продолжают до тех пор пока расчетное значение динамического уровня L_д0 на очередной итерации станет равно или несколько больше (это зависит от значение шага P_пр0 ) заданного L_д.

Полученной таким образом P_пр0 и будет являться расчетным давлением на приеме насосной установки при заданном динамическом уровне L_д.

При расчете забойного давления используется давление на приеме полученное в предыдущем разделе. Расчет ведется сверху-вниз от глубины подвески установки до забоя (верхних дыр перфорации).

Начальное давление P = P_пр0. Начальное значение L = L_п.

1. Определяем газовый фактор G, объем свободного газа V_г, плотности свободного (_гс*) и растворенного (_гр*) газов, остаточную газонасыщенность (Г), объемный коэффициент нефти (b_н) и дебит жидкости (Q_ж) при давлении P (по формулам 16-27 согласно раздела 5.7.3. ) алгоритма расчета давления на приеме).

2. Находим расходное объемное газосодержание при данном давлении P, по формуле:

_г = V_г / (V_г +Q_ж). (39)

3. Определяется относительная скорость газовой фазы (см пункт 8 раздела 5.7 алгоритма расчета давления на приеме).

4. Скорость смеси определяется по формуле:

w_см=4·(Q_ж+V_г)/(·D_эк²).

5. Истинное газосодержание определяется по формуле:(40)

j_г = _г w_см / (w_см +w_го). (41)

6. Приведенная плотность газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг* = _н*/b_н·(1+ 1,293·_гр*·10^-3· Г). (42)

7. Плотность жидкости определяется по формуле:

_ж = _н · (1 - B)+_в · B. (43)

8. Плотность газожидкостной смеси рассчитывается по формуле:

_см = _ж · (1-j_г) + _г · j_г.(44)

9. Вязкость нефти при при пластовой температуре определяется по формуле:

_нпл = 1 / c · (c · _н20)^A,(45)

где

b=2,52·10^-3 1/°C, c=10 при _н20 >1000,

b=1,44·10^-3 1/°C, c=100 при 10 £ _н20 £1000,

b=0,76·10^-3 1/°C, c=1000 при _н20 <10;

A=1/( 1+b·(t_пл-20)·lg(c_н20) ). (46)

10. Вязкость газонасыщенной нефти определяется по формуле:

_нг=A·_нпл^B,(47)

где

A = exp(-87,24 · 10^-4 · Г* + 12,9 ·10^-6 · (Г*)²); (48)

B = exp(-47,11 · 10^-4 · Г* + 8,3 ·10^-6 · (Г*)²); (49)

Г* - газонасыщенность нефти объемная при 15°С и атмосферном давлении в м³/м³, которая вычисляется следующим образом, по формуле:

Г* = 0,983 · (1+5 · _н )· _н · G₀ · 10^-3, (50)

где _н = 10^-3 · 2,638 · (1,169-_н*) при 0,78£ _н£0,86, (51)

_н = 10^-3 · 1,975 · (1,272-_н*) при 0,86< _н£0,96; (52)

Похожие работы

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Скачать

40729

17

33

... , воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий. Рассмотрим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, среди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (табл. ...

Аппараты для воздействия на водонефтяные эмульсии магнитным полем

Скачать

41448

14

14

... поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости. Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 0С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на ...

Teхнические средства борьбы с АСПО

Скачать

34271

4

9

... предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4). Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. Химические ...