Промышленность выпускает гидрозащиту, состоящую из двух узлов -- компенсатора (монтируется ниже ПЭД) и протектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) -- типа «Г».

Компенсатор служит для 'передачи давления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляет собой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД.

Протектор выполняет функцию защитной камеры ( узлы торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узел гидропяты) и резервуара с маслом.

Подача напряжения к погружному электродвигателю осуществляется по бронированному трехжильному кабелю круглого или прямоугольного сечения.

Погружные насосы являются многоступенчатыми центробежными насосами. Каждая ступень состоит из вращающего рабочего колеса и неподвижного диффузора. Обьем выдаваемой жидкости определяется типом ступени. Из-за ограниченного диаметра обсадной трубы скважины напор, создаваемый отдельной ступенью относительно мал, поэтому определенное число ступеней собирается вместе, чтобы отвечать требованиям каждого отдельного применения. Суммарный напор насоса и потребляемая мощность определяется числом ступеней. Насосы производят в широком диапозоне производительностей и практически для всех условий, встречающихся в скважинах. Корпус, основание и выпускная головка изготавливаются из углеродистой стали. Рабочие колеса и диффузоры отлиты из чугуна с высоким содержанием никеля с целью повышения антиабразивных и антикоррозийных свойств. Вал делается из высокопрочной антикоррозионной нержавеющей стали. Общая длина односекционного насоса ограничена, чтобы обеспечить должную сборку и транспортировку. Однако, несколько секций насоса можно соединить последовательно, чтобы создать необходимый напор. Максимальный размер (число ступений) насоса определяется на основании следующих ограничений: мощность насоса, ограниченная прочностью вала; номинальное давление корпуса насоса; нагрузочная способность упорного подшипника.

Наземное оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работой скважинной установки и трансформатор напряжения. Станция управления обеспечивает запуск и управление работой электродвигателя, трансформатор повышает напряжение, получаемое от промысловой электрической сети до величины, на которую рассчитан погружной двигатель.

4.2.4 Технические характеристики насосов

Количество и длина секций в насосе подбирается в зависимости от необходимой производительности и напора, но не более напора указанного в таблице 4.1.

Таблица 4.1 Технические характеристики насосов

Насос	Подача в раб. зоне, м3/сут.	Напор макс, м	Макс. потр. мощн, кВт	КПД %	Напор, м	Количество ступеней, шт.	Потребляемая мощность, кВт	Масса, кг
					С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5	С-3	С-4	С-5
ЭЦНА5-18	12-30	2000	16,2	26	510	680	870	123	167	211	4,06	5,54	6,93	104	135	166
ЭЦНА5-30	20-40	2000	20,0	35	460	600	790	123	167	211	4,55	6,06	7,77	104	135	166
ЭЦНА5-60	35-80	2000	31,7	44	500	675	855	109	147	186	7,84	10,58	13,39	107	137	178
ЭЦНА5-80	60-115	2000	36,2	51,5	505	695	870	110	149	189	8,91	12,07	15,31	100	138	166
ЭЦНА5-125	105-165	2000	48,7	58,5	420	550	720	94	127	160	10,2	13,8	17,44	112	147	180
ЭЦНА5-200	150-265	1400	65,8	50	275	375	470	74	101	127	12,8	17,41	21,9	102	132	166
ЭЦНА5А-160	125-205	2000	61,9	61	495	670	845	91	123	155	15,23	20,62	26,19	131	170	208
ЭЦНА5А-250	195-340	1850	86,0	61,5	270	370	460	50	68	86	12,55	17,06	21,58	129	167	205
ЭЦНА5А-400	300-440	1300	101,2	59,5	190	260	320	47	64	80	15,0	20,5	25,58	127	164	202
ЭЦНА5А-500	430-570	1150	122,0	54,5	170	230	290	42	57	72	17,8	24,17	30,5	143	185	228
ЭЦНА6-800	550-925	1100	175,66	60	190	260	325	38	51	65	30,62	41,09	52,39	166	205	264
22..ЭЦНА5-60	35-80	1950	29,17	51	483	658	828	105	143	180	6,3	8,58	10,8	116	151	186

Примечание: По заказу потребителя насосы могут быть изготовлены с большим напором, чем указано в таблице 4.1.

4.2 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН

При эксплуатации скважин штанговыми насосами появляются осложнения связанные с техническими возможностями штанговых насосов:

- необходимость надёжной механической связи привода с насосом в скважине;

- ограниченность количества возвратно-поступательных движении плунжера насоса;

- низкий КПД насоса из-за потерь механической энергии на деформирование деталей конструкции;

- ограниченность применения на искривлённых скважинах;

- ограниченность по подаче насоса;

Поэтому, при выборе способа эксплуатации скважины с дебитом по жидкости равным 60 м³/сут., предпочтение было отдано бесштанговому способу эксплуатации, в частности с применением установки электроцентробежного насоса. Кроме того применение УЭЦН при дальнейших этапах разработки месторождения позволит применить форсированные методы отбора пластовой жидкости.

Эксплуатация скважин бесштанговыми насосами занимает на современном этапе развития отечественной нефтедобывающей промышленности особое место. Достаточно сказать, что из основных типов бесштанговых установок: установок погружных центробежных электронасосов (УПЦЭН), установок гидравлических поршневых насосов ГПН) и установок винтовых электронасосов (УВЭН) - на долю УПЦЭН ходится 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.

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН

В настоящие время добыча нефти на Южно - Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом.

На 01.01.2002 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин.

В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсюда следует, что на 01.01.2002 года количество скважин, дающих продукцию, составляет 126 скважин оборудованных УЭЦН и 19 скважин оборудованных ШГН. Количество скважин, относящиеся к системе поддержания пластового давления, составляет 56 скважин, из них в простое находится 2 скважины. Из всего фонда ликвидировано 12 скважин и 15 скважин относятся к пьезометрическим. Общий фонд скважин ЦДНГ-1 Южно - Ягунского месторождения составляет 334 скважины.

Средний дебит по скважинам, оборудованным УЭЦН, по жидкости составляет 83м³/сут, по нефти 31,3 т/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15м³/сут, по нефти 1,9 т/сут.

На долю УЭЦН приходится 63% эксплуатационного фонда. Наибольшие количество установок приходится на ЭЦН-50, затем ЭЦН-80 и ЭЦН-40. На участке используются также импортные установки DN-280, DN-450, DN-610, DN-800. Фонд скважин оборудованных УЭЦН эксплуатируется со сравнительно высокими динамическими уровнями и требует значительной оптимизации. Наибольшею оптимизацию в целом на участке необходимо провести по фонду отечественных установок. Глубина подвески насосных установок составляет в среднем 1600-2100 метров.

В фонде скважин, оборудованных ШГН, на долю отечественных ШГН приходится 89% скважин, на долю импортных 10%. Хотя по ШГН динамические уровни в целом достаточно низкие, здесь имеется потенциал для их оптимизации. Используются как не вставные, так и вставные ШГН. Станки-качалки типа СКД и импортные Vulcan. Глубина подвески ШГН составляет 1100-1600 метров. Используются также хвостовики.

Применение УЭЦН позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа добычи нефти на механизированный способ.

Применение УЭЦН позволяет эффективно разрабатывать месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов, существенно влияющих на объемы добычи нефти.

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подачи развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.

5.2 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

По результатам работы фонда ЭЦН основными причинами снижения наработки на отказ в условиях Южно - Ягунского месторождения является:

1) старение оборудования скважин;

2) увеличение осложненного фонда скважин;

3) рост малодебитного фонда скважин.

Старение оборудования скважин, в первую очередь сказывается на герметичности НКТ. Из 29 ремонтов ЭЦН, не отработавших гарантийный срок, 3 отказа связано с не герметичностью НКТ. Не герметичности обычно выявляются на НКТ73В, и их характер - отверстия (трещины) по телу. Реальный единственный способ борьбы с этим является замена НКТ на новые.

При работе со скважинами, оборудованными ЭЦН, факторами, осложняющими их эксплуатацию в наших условиях, являются АСПО, механические примеси и солеотложения.

За год фонд ЭЦН, осложненных парафиноотложениями, составляет 74 скважины. Механизм борьбы с ними является механический способ, т.е. спуск механических скребков, но он не совершенен, так как возникают проблемы со скребками, особенно в зимний период (полеты и прихваты) и невозможно их спускать при низких температурах. Для предотвращения полетов скребков, начали внедрять противополетные муфты. В дальнейшем, по мере роста малодебитного фонда скважин проблема парафиноотложений будет усугубляться, и сегодня ясна необходимость отработки других способов по борьбе с данной проблемой.

При эксплуатации скважин на Южно- Ягунском месторождении становится вынос механических примесей. Они влияют в первую очередь на износ рабочих органов. По этой причине в ЦДНГ - 1 отказала одна установка и его наработка на отказ составила 266 суток. В большинстве случаев, это скважины, на которых недавно была проведена оптимизация работы скважины. На данный момент эта проблема решается путем перехода на износостойкое оборудование. Следующая по актуальности проблема при эксплуатации скважин становится солеотложение. Так в течение 2001 года по этой причине по ЦДНГ-1 отказало 2 установки со средней наработкой 174суток. Борются с этой проблемой путем обработок:

обработка ПЗП;

закачка ингибитора солеотложения в затрубное пространство рабочей скважины.

Проведем некоторый анализ за 2001 год и выведем основные причины отказов УЭЦН. За 2001 год по причинам отказа УЭЦН подняли 29 установок. Причины отказа были следующими: снижение изоляции, снижение подачи, нет подачи, и по причинам проведения геолого-технических мероприятий. На рисунке 5.1 показаны основные причины подъемов УЭЦН.

Рисунок 5.1 Основные причины подъемов УЭЦН.

Рассмотрим эти отказы более подробно, т.е. из-за чего они возникают.

Снижение изоляции может происходить по следующим причинам: порыв диафрагмы компенсатора, некачественный ремонт гидрозащиты, повреждения кабеля, полеты как по узлам УЭЦН, так и по узлам подвески. Эти причины выясняются непосредственно при смене насоса или при расследовании его, т.е. в процессе его разборки.

Снижение подачи возникает по следующим основным причинам: износ рабочих органов, слом вала, солеотложения, негерметичность НКТ.

5.3 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

По фонду УЭЦН было произведено 493 ремонтов в т.ч. 206,5 не отработавших гарантийный срок, или 41,89%.( 1998 год -142 ремонтов т.ч. не отработавших гарантийный срок 85 или 59,9%, 1999год - 148 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок 62,5 или 42,2%, 2000 год- 94 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок- 27 или 28,7%, 2001 год - 109 ремонтов в т.ч. не отработавших гарантийный срок - 32 или 29,4%).

На рисунке 5.2 приведены данные по ремонтам скважин и не отработавших гарантийный срок ремонтов по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1.

Рисунок 5.2 Данные по ремонту скважин не отработавшие гарантийный срок

Из рисунка 5.2 видно, что количество скважин не отработавших гарантийный срок в период с 1998 по 2001 год значительно сократилось.

По причинам виновности ремонты по Южно-Ягунскому месторождению ЦДНГ-1 распределились следующим образом:

Таблица 5.1 Распределение ремонтов по вине предприятий

Структурное подразделение	1998	1999	2000	2001
	Всего	%	Всего	%	Всего	%	Всего	%
УРС	-		13,5	21,6	8	29,6	2,5	8,6
ЛЭС	26	30,6	15,5	24,8	4	14,8	6	20,6
КЦТБ	2	2,4	3	4,8	1	3,7	1	3,3
ЦДНГ	43	50,6	22	35,2	8	29,6	14,5	46,3
УПНПиКРС	-		1,5	2,4	1	3,7	1	3,3
Не установлено	14	16,4	6	9,6	3	11,1	6	20
Эксперимент	-		1	1,6	1	3,7	1	3,3
Всего:	85	100	62,5	100	27	100	32	100

Рисунок 5.3 Ремонты не отработавшие гарантийный срок по вине предприятия на Южно-Ягунском месторождении ЦДНГ-1

За рассматриваемый период по НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1 произошло уменьшение количества ремонтов не ОГС со 85 до 32.

Анализируя распределение ремонтов по виновности структурных подразделений можно отметить:

По НГДУ "Когалымнефть"ЦДНГ-1 за 12 месяцев 2001 года произведено 14,5 ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок. что составляет 46,3% от общего количества ремонтов. Среднемесячная величина по сравнению с 1998 годом уменьшилась на 1,08 и составила 2,42 ремонта в месяц. Выход из строя УЭЦН не ОГС по вине ЦДНГ довольно высок и составляет 46,3 % от общего количества преждевременных ремонтов.

Уменьшилось количество преждевременных отказов УЭЦН по вине КЦТБ (на 0,17 рем. в месяц), по вине ЛЭС (на 1,76 рем. в месяц).

Произошло снижение количества преждевременных отказов УЭЦН по вине УРС (на 0,9 рем. в месяц), по вине подрядных организаций (на 0,21 рем. в месяц), по не установленным причинам преждевременных отказов установок УЭЦН (на 0,67 рем в месяц).

Рассматривая ремонты УЭЦН, не отработавших гарантийный срок по разделу ЦДНГ, можно выделить несколько моментов:

Уменьшилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине засорениям механическими примесями на 1,5 ремонт в месяц, по причине солеотложения на 1 ремонт в месяц

Увеличилось количество преждевременных ремонтов УЭЦН по причине ГТМ (на 2 рем. в 2000 году до 11 ремонтов в 2001 ). Общая наработка по проведенным в 2001 году ГТМ на скважинах НОГС составляет 261,7 суток. При подсчете проведения ГТМ получен прирост 143 тонны, в среднем на 1 скважину прирост 20 т/сут.

В целом можно заметить, что количество преждевременных ремонтов в период с 1998 по 2001 год увеличилось в 2 раза, за счет проведения ГТМ на скважинах НОГС. Если рассмотреть количество преждевременных ремонтов без ГТМ, то видно снижение количества ремонтов по вине,как ЦДНГ,так и подрядных организаций.

5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства

Проанализируем работу российских установок разных типоразмеров.В ЦДНГ1 Южно-Ягунского месторождения фонд российских установок значительно превышает фонд импортных. Основными производителями УЭЦН, применяемых в ТПП «КНГ», являются заводы:»Лемаз», «Борец», «Алнас», «Новомет», а также ЗАО «ОП», которое осуществляет ремонт российских установок.

Таблица 5.2 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-20

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	4	557,8	3	179,7
1999	1	609	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
	5	583,4	3	179,7

Таблица 5.3 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-25

	ОГС	Ср. нараб.	НОГС	Ср.нараб.
1998	-	-	-	-
1999	-	-	3	97
2000	-	-	1	181
2001	9	477,9	1	31
	9	477,9	5	135,3

Таблица 5.4 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-30

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	-	-	-	-
1999	-	-	-	-
2000	-	-	1	195
2001	1	420	-	-
	1	420	1	195

Таблица 5.5 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-50

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	44	477,8	108	92
1999	69	512,4	118	53,7
2000	74	379,2	16	163,6
2001	66	385,4	20	206,6
	253	438,7	262	129

Таблица 5.6 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-80

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	5	508,6	2	141,5
1999	4	638	1	87
2000	5	474,8	1	31
2001	6	474,5	6	178,7
	20	524	10	109,6

Таблица 5.7 Наработка скважин оборудованных ЭЦН-125

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	-	-	-	-
1999	-	-	-	-
2000	-	-	-	-
2001	1	326	1	228
	1	326	1	228

Рисунок 5.4 Анализ наработки отечественных УЭЦН

Из таблиц видно, что самыми применяемыми УЭЦН на фонде ЦДНГ-1 являются ЭЦН-25, ЭЦН-50 и ЭЦН-80. ЭЦН-20 были внедрены 1998 году по всему месторождению на фонде малодебитных скважин, в ЦДНГ-1 работали 8 таких установок, 5 из них отработали гарантийный срок. В настоящее время установки ЭЦН -20 на Южно Ягунском месторождении не работают.

Две установки ЭЦН-30 были внедрены, как эксперимент в 2001г, завод производитель « БОРЕЦ»,эти установки хорошо зарекомендовали себя в зоне малых подач, т.е в левой зоне.

Среди малодебитных УЭЦН наибольшее применение на данный момент имеет Э -25, заводов производителей « Борец», « Новомет». На конец 2001г произошло 10 отказов Э -25, 9 из них отработали гарантийный срок, хотя средняя наработка Э -25 меньше, чем У ЭЦН- 20 И ЭЦН- 30 и составляет 477,9 суток. Сравнение установок данных типоразмеров имеет условный характер, т.к ЭЦН -20 уже не применяются, а ЭЦН -30 только собираются эксплуатировать.

За четыре года на фонде ЦДНГ- 1 по ЭЦН -50 произошло 515 отказов, из них 253 отработали гарантийный срок, средняя наработка составила 438,7 суток и 262 установки не отработали гарантийный срок, средняя наработка по ним составила 129 суток.

Показатели работы ЭЦН- 80 намного лучше, чем у ЭЦН -50, за четыре года на фонде оборудованном УЭЦН- 80 имеется всего 30 отказов, 20 из них отработали гарантийный, средняя наработка составила 109,6 суток. Учитывая то, что количество ЭЦН- 50 и ЭЦН -80 по ЦДНГ- 1 одинаково, на конец 2001 года оно составило 30 и 31 скважина соответственно, следует вывод, что лучше себя зарекомендовали ЭЦН -80.

Стоимость ремонта наиболее применяемых TD - 280 и TD - 450 в ЗАО «ОЙЛПАМП», в среднем равна 26930 тыс. долл. и 37930 тыс. долл. соответственно. В эту стоимость входит тестирование и ремонт установки, ее величина зависит насколько изношен УЭЦН.

Российские установки обходятся значительно дешевле. Так, например, целиком отремонтировать ЭЦН 50 в «ОЙЛПАМП» стоит порядка 201126 тыс. руб.(5830 долл.), а частичный ремонт и тестирование этой же установки стоит около 60000 руб.(1740 долл.) В сравнении новая установка завода «Алнас» стоит 90 000 рублей.

5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства

Проведем анализ работы УЭЦН импортного производства на основании данных о работе насосов эксплуатируемых на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз».

УЭЦН фирмы ESP.

Таблица 5.8 Наработка скважин оборудованных ТД-280

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	1	889	3	185,7
1999	4	902	4	193,3
2000	3	611,3	4	195,5
2001	5	482	3	223,3
	13	721,1	14	199,5

Таблица 5.9 Наработка скважин оборудованных ТД-450

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	5	707,8	5	35,4
1999	4	446,5	4	35
2000	2	700	2	215
2001	9	562,1	-	-
	20	604,1	11	95,1

Таблица 5.10 Наработка скважин оборудованных ТД-750

	ОГС	Cр. нараб.	НОГС	Cр. нараб.
1998	-	-	1	0
1999	2	692	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
	2	692	1	0

УЭЦН фирмы Centrilift

Таблица 5.11 Наработка скважин оборудованных FS-300

	ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	2	46
1999	-	-	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
	-	-	2	46

Таблица 5.12 Наработка скважин оборудованных FS-400

	ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	1	255
1999	-	-	-	-
2000	-	-	-	-
2001	-	-	-	-
	-	-	1	255

Таблица 5.13 Наработка скважин оборудованных FS-950

	ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	-	-	-	-
1999	1	679	-	-
2000	-	-	-	-
2001	1	836	-	-
	2	757,5	-	-

УЭЦН фирмы TEMTEX

Таблица 5.14 Наработка скважин оборудованных Е-60

	ОГС	Cр. Нараб.	НОГС	Cр. Нараб.
1998	1	360	-	-
1999	-	-	-	-
2000	1	1263	-	-
2001	-	-	-	-
	2	811,5	-	-

Рисунок 5.5 Анализ наработки импортных УЭЦН

В приведенных выше таблицах сравниваются установки импортного производства одинаковых типоразмеров, по наработке на отказ. Общая их наработка на 01.01.2001г. составляет - 898,55 суток. Самыми применяемыми из импортных УЭЦН по фонду ЦДНГ являются ТD-280 и ТD-450. Средняя наработка по TD-280 за четыре года составила: НОГС - 199,5 суток и ОГС - 721,1суток, по TD-450 НОГС- 95,1 суток и ОГС -604,1 суток.

Установки TD -280 опережают по количеству отказов не отработавших гарантийный срок другие типоразмеры импортных УЭЦН по ЦДНГ-1.

За период с 1998 по2001г были демонтированы 27 установок TD-280. Из них 13 (48%) отработали гарантийный срок и 14 (52%) - не отработали гарантийный срок.

Новые установки иностранных производителей за период с 1998 по 2001 год на месторождения ТПП « Когалымнефтегаз» ЦДНГ-1 не внедрялись. Основной причиной, того что все установки импортного производства отработали гарантийный срок, является то, что перед каждым внедрением нового насоса проводилось скрепирование и шаблонирование эксплуатационной колонны, с последующей промывкой. На данный момент работают установки отремонтированные на базе ЛУКойл ЭПУ Сервис. Показатель по наработке импортных отремонтированных установок значительно ниже, чем западных аналогов, но превосходят показатели работы УЭЦН российских производителей.

Из таблицы также видно, что фонд скважин оборудованных ТД-280 и ТД-450 примерно одинаков. По количеству отказов ТД-280 превышает ТД-450, но и наработка по ТД-280 выше, чем ТД-450.Отсюда следует вывод, что неправильным будет выделять из них лучшую установку, так как в целом по ЦДНГ-1 показатели этих установок одинаковые.

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.

5.7.1 Расчет оптимального давления на приеме

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 _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 _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, %

Корректировка паспортной характеристики насосов

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 - 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.

Построение гидродинамической характеристики скважины

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;

_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 = 1,05Q_max. H₁, H₂, H₃ находят из формулы (7).

Решение системы "скважина - насосная установка"

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.

5.7.2 Метод расчета забойного давления по замеренному уровню

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-_г) + ?_{г г},(9)

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

?_г - плотность газовой фазы, кг/м³;

?_см - плотность газожидкостной смеси, кг/м³;

_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:

_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:

_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, ? = 1,410^-5).

Модель потоков в стволе скважины

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.

5.7.3 Расчет давления на приеме насосной установки

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 4С и 0,1 МПа) равной 1000 кг/м3);

?_г*- относительная плотность газа к плотности воздуха (плотности воздуха при 0С 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, сгс, 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 293К (20С).

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

Газосодержание	Wг45/wг0
0	1
0,1	1,07
0,2	1,14
0,25	1,4
0,3	1,6
0,35	1,8
0,4	1,96

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

Для скважинного штангового насоса:

K_с = K₀/[1+1,05Q_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+1,05Q_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 ?_г10^-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.

5.7.4 Расчет забойного давления

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)

_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-_г) + ?_{г г}.(44)

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

?_нпл = 1 / c (c ?_н20)^A,(45)

где

b=2,5210^-3 1/C, c=10 при ?_н20 >1000,

b=1,4410^-3 1/C, c=100 при 10 ?_н20 1000,

b=0,7610^-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 15С 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)

10. Вязкость водонефтяной эмульсии

Находим критическую скорость, по формуле:

w_кр = 0,064 56^B (g D_эк)^1/2 (53)

Если обводненность B 0,5 и скорость смеси w_см > w_кр, то тип эмульсии - "вода в нефти" и расчет вязкости ведется так:

Вычисляется скорость сдвига эмульсии по формуле:

w_сд = 8 w_см / D_эк, (54)

Параметр А, учитывающий влияние скорости сдвига на вязкость, определяется по формуле:

A = (1 + 20 B²) / w_сд ^{0,48 B} (55)

Если A>1, то ?_см = A ??_нг (1 + 2,9 B) / (1 - B). (56)

Если A1, то ?_см = ??_нг (1 + 2,9 B) / (1 - B). (57)

Если обводненность B > 0,5 или скорость смеси w_см < w_кр, то тип эмульсии - "нефть в воде" и расчет вязкости ведется так:

?_см = ??_вод 10^{3.2 * (1 - B)}. (58)

11. Число Рейнольдса по жидкой фазе определяется по формуле:

Re_ж=w_см²D_эк?_ж/??_см (59)

12. Коэффициент гидравлического сопротивления для жидкой фазы, определяется по формуле:

? = 0,067(158/Re_ж +2?/D_эк)^0,2, (6о)

где ? - абсолютная шероховатость внутренней поверхности труб нефтяного сортамента (для, труб не загрязненных отложениями солей, смол и парафина, ? = 1,410^-5).

13. Градиент потерь давления на трение, рассчитывается по формуле:

(dp/dH)_тр = ? w²_см ?_см 10^-6/(2D_эк). (61)

14. Суммарный градиент давления, определяется по формуле:

(dp/dH) = 10^-6 ?_см cos ?+(dp/dH)_тр. (62)

15. Увеличиваем глубину на значение шага ?H (оптимальное с точки зрения точности и времени расчета - 5 м).

16. Находим новое значение P прибавляя к нему значение ?P.

?P = (dP/dH) ?H. (63)

17. Возвращаемся к пункту 1.раздела

18. Расчет продолжаем до тех пор пока текущая глубина достигнет значения L_скв. Соответствующее этой глубине давление P будет равно забойному давлению.

На основании методики подбора оборудования и установления оптимального режима на скважинах были выполнены мероприятия по увеличению добычи нефти, путем увеличение прозводительности УЭЦН. Данные указаны в таблице № 5.15

Таблица 5.15 Мероприятия по увеличению добычи нефти по фонду скважин Южно -Ягунского месторождения ЦДНГ-1

Куст	скв	Насос	Н Дин	Р дин	м3\с	%	т\с	Мероприятия	м3\с	%	т\с	Прирост
121	5060	Э-50	665	6	30	10	23	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	100	42	50	27
121	5059	Э-50	602	6	87	1	74	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	4	80	6
132	1478	Э-50	516	14	70	78	8	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	118	81	19	11
127	5020	ТД450	611	1	45	3	37	см.ТД450*Э-60 пром.забоя	88	4	72	35
127	5021	Э-50	608	14	87	71	22	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	108	67	30	8
133	1452	НВ29	461	2	4	56	1	см.НВ29*НН44, пром.забоя	17	89	2	1
236	5099	FS950	998	0,2	150	2	126	см.FS950*Э-160, пром.забоя	182	4	149	23
24	465	Э-25	184	1	34	81	5	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	75	83	11	6

Продолжение таблицы 5.15

120	5056	ТД750	950	23	106	58	38	см.ТД750*Э125, пром.забоя	153	56	58	20
120	5072	Э-50	501	7	70	41	35	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	113	44	54	19
133	1508	Э-50	788	19	77	14	57	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	119	7	95	38
240	5128	НН44	643	0,3	8	18	6	см.НН44*Э-25, пром.забоя	28	23	18	12
135	437	Э-50	715	4	60	93	3	см.Э-50*Э-80, пром.забоя	97	91	7	4
129	1456	Э-80	0	8	125	46	57	см.Э-80*Э-125, пром.забоя	135	46	62	5
140	1539	Э-25	1538	32	21	43	10	см.Э-25*Э-50, пром.забоя	56	43	27	17
120	5070	ТД280	497	12	38	75	8	см.ТД280*Э-60, пром.забоя	70	75	15	7

	Технологический расчет на внедрение УЭЦН
	на скважине 1508 куста 133 Южно-Ягунского мест-я
	Исходные данные
	Пластовое давление, Р пл. атм.	212
	Давление насыщения, Р нас. атм.	14
	Давление коллектора, Р кол. атм.	23
	Верхняя точка перфорации Н перф, м	2505
	Глубина верхней точки перфорации по вертикали Н кр, м	2360
	Дебит скважины по жидкости Q ж, куб.м/сут.	75
	Обводненность В,%	10
	Удельный вес нефти ??н, г/см3	0,85
	Удельный вес воды ??в, г/см3	1,014
	Удельный вес пластовой жидкости ??ж, г/см3	0,87
	Динамический уровень Н дин, м	886
	Затрубное давление Р затр, атм	14
	Глубина спуска насоса Н учт., м	1820
	Проектируемый отбор жидкости Q пр, м3/сут.	110
	Потери напора в НКТ h тр, м	100

ВЫВОД

1 Из всего фонда скважин 63% приходится на скважины, оборудованных УЭЦН, а 37% фонда оборудованных установками ШГН. Средний дебит по жидкости скважин, оборудованных УЭЦН, составляет 83м³/сут, а средний дебит по жидкости скважин, оборудованных ШГН, составляет 15,0м³/сут. Из выше изложенного следует, что значительная добыча нефти приходится на скважины, оборудованные УЭЦН, то работы, связанные с повышением эффективности этих установок, являютсякрайне актуальными.