Подбор погружных центробежных электронасосов для нефтяной скважины с учетом ее продуктивности

Погружной центробежный электронасос

Погружной центробежный электронасос относится к лопастным центробежным насосам динамического типа, которые в свою очередь входят в состав погружной части установки электроприводного центробежного насоса. Пример схемы такой установки изображен на рисунке ниже:

Рисунок 1. Погружной центробежный электронасос. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – электродвигатель; 2 - насос; 3 – кабельная линия; 4 – колонна насосно-компрессорных труб; 5 – крепежный пояс; 6 – оборудование устья скважины; 7 – станция управления; 8 – трансформатор.

Установки погружных электроцентробежных насосов предназначены для откачки нефти из нефтяных скважин, в том числе и из наклонных. В зависимости от количества разных компонентов в извлекаемой жидкости, установки погружных электроцентробежных насосов могут быть выполнены либо в обычном исполнении, либо в повышенном износостойком. К преимуществам электроцентробежных насосов относятся:

1. Использование таких установок на скважинах исключает необходимость монтажа механизмов с подвижными элементами и больших металлоемких станков, а также строительство фундамента для них.
2. Применение установки погружных электроцентробежных насосов позволяет вводить скважину в эксплуатацию сразу после завершения процесса бурения (в любое время года), что значительно экономит время и денежные средства, затрачиваемые на монтаж тяжелого оборудования и строительства фундамента для них.
3. При эксплуатации электроцентробежных насосов устье скважины легче поддается герметизации, что способствует отводу и подбору попутного газа.
4. При использовании данных установок значительно расширяется область применения насосной добычи на месторождении из глубоких скважин.
5. Также установки электроцентробежных насосов могут применяться для быстрого отбора жидкости из сильно обводненных скважин.

К недостаткам центробежных насосов можно отнести: сложное электрооборудование и сложный ремонт скважин при падении труб (который не всегда осуществим).

Подбор электроцентробежного насоса к скважине

Последовательность подбора электроцентробежного насоса осуществляется в следующей последовательности:

1. Для начала определяется плотность извлекаемой жидкости, которая образуется на участке «забоя скважины – приема электроцентробежного насоса», по следующей формуле:

   pсм = [рв • b + ph • (1 –b)](1 –Г) + pг • Г,

   где:

   • ph - плотность серпарированной нефти, кг/куб.м;
   • рв – плотность пластовой жидкости;
   • pг – плотность газа;
   • Г – объемное содержание газа в текущий момент;
   • b – степень обводненности.

2. Далее высчитывается забойное давление, при котором обеспечивается установленный дебит скважины:

   Рзаб = Рпл – Q / Кпрод, где:

   • Рпл – внутренняя энергия пласта (давление в пласте);
   • Q – установленный дебит скважины;
   • Кпрод – коэффициент продуктивности скважины.
   Определение 2

   Коэффициент продуктивности скважины – это значение, которое характеризует возможность продуктивного пласта (залежи) по флюидоотдаче (в данном случае по нефтеоотдаче), представляющее собой отношение дебита к депрессии.

3. Следующей определяется глубина, на которой расположен динамический уровень, при установленном дебите скважины:

   Hдин = Lскв – Рзаб / рсм • g

4. Определяется давление в зоне приема насоса, при котором содержание газа на входе в насос не будет превышать допустимых значений:

   Рпр = (1 – Г)Рнас, где:

   Рнас – давление насыщения.

5. Отметка глубины, на которой подвешивается насос определяется по формуле:

   $L = Hдин + Рпр / рсм • g L = Hдин + Рпр / рсм • g

6. Затем рассчитывается температура пластовой жидкости в зоне приема насоса:

   Т = Тпл – (Lскв – L) • G , где:

   Тпл – температура, установившееся в пласте; G – температурный вектор.

7. Определяется объемный коэффициент жидкости при давлении на выходе в насос:

   𝐵 = 𝑏 + (1 − 𝑏)[1 + (𝐵 − 1) √(Pпр / Pнас), где:

   • B – объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;
   • b – объемная обводненность;
   • Рнас – давление насыщения;
   • Рпр – давление на входе в насос;

   Уровень дебита пластовой жидкости на входе в насос определяется по формуле:

   Qпр = Q • B

8. Затем определяется объем свободного газа на участке входа в насос:

   Gпр = G[1 – (Pпр / Рнас)], где:

   G – газовый фактор.

9. Далее рассчитывается газосодержание на входе в насос:

   𝑏𝐵𝑋 = 1/ [((1 + 𝑃пр) • 𝐵 ) /𝐺пр] + 1

10. Определяется расход газа на входе в насос:

    𝑄г.пр.с = 𝑄пр𝛽𝐵𝑋 / (1 − 𝛽𝐵𝑋)

11. Затем расчету подвергается приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос:

    𝐶 = 𝑄г.пр.с /𝑓скв, где:

    𝑓скв – площадь сечения скважины на приеме насоса.

12. Рассчитывается истинный уровень газосодержания на входе в электроцентробежный насос:

    𝜑 = 𝛽𝐵𝑋 / [1 + (𝐶п / 𝐶)𝛽пр], где:

    Сп – скорость, с которой всплывают газовые пузырьки.

13. Высчитывается работа, совершаемая газовой смесью на участке «забой-прием насоса»:

    𝑃г1 = 𝑃нас{[1 / (1 − 0,4𝜑)] − 1}.$

14. Затем работа газа высчитывается на участке «нагнетание насоса – устье скважины»:

    𝑃г2 = 𝑃нас{[1 / (1 − 0,4𝜑)] − 1}, где

    В данном случае величины с индексом «буф» являются буферными давлением, газосодержанием и т.п., которые относятся к сечению устья скважины.

15. Рассчитывается требуемое давление электроцентробежного насоса:

    𝑃 = 𝜌𝑔𝐿дин + 𝑃буф − 𝑃г1 − 𝑃г2, где:

    • Lдин – глубина, на которой расположен динамический уровень;
    • Рбуф – буферное давление;
    • Рг1 и Рг2 – давление работы газа на участках «забой – прием насоса» и «нагнетание насоса – устье скважины».

16. По величине подачи насоса на входе, требуемому давлению и внутреннему диаметру обсадных колонн определяется типоразмер насоса и величины, которые характеризуют его работу.

    Далее определяется оптимальная и относительная подача насоса, коэффициент ее изменения, коэффициент изменения КПД и сам размер КПД насоса, степень изменения давления напора насоса с учетом различных условий, количество ступеней насоса. Важным параметром для расчета также является мощность насоса, которая рассчитывается по формуле:

    N = PQ / n, где:

    n – коэффициент полезного действия насоса, учитывающий влияние вязкости на его работу.

Далее проверке подвергается возможность отбора насосом тяжелых жидкостей, устанавливается максимальная температура на приеме насоса. А в конце вся установка проверяется на теплоотвод.

Подбор электроцентробежных насосов является очень важным мероприятием, от качественного проведения которого во многом зависит объем затрат, связанных с процессом добычи нефти, в частности правильный подбор скважинного оборудования.