Фонд скважин УЭЦН СНГДУ-2

Рисунок 2.1 - Структура действующего фонда УЭЦН по СНГДУ-2

В действующем добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2009 г. на пласте АВ₁^1-2 числится 682 скважины, оборудованные УЭЦН.

Рисунок 2.2 - Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по среднему дебиту нефти

Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3,3 т/сут до 34,0 т/сут. В 2008 году средний дебит жидкости составил 21,7 т/сут при обводненности продукции 52,1%, средний дебит нефти - 10,4 т/сут. Действующий фонд можно характеризовать как низкодебитный. Наибольшее количество добывающих скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости менее 10 т/сут (38,7% действующего фонда). С дебитами жидкости в интервале 10 - 20 т/сут и 20-50 т/сут эксплуатируется равное количество (около 50% скважин), в основном, это скважины после проведения ГРП.

Основной объем действующего фонда эксплуатируется с обводненностью от 20 до 60% (46,9%). Число высокообводненных скважин невысоко (5,2%).

Наработка на отказ фонда УЭЦН (рис. 2.3) составила 362,9 суток, что на 9,9 суток выше запланированной цифры. Наработка на отказ выросла по сравнению с прошлым годом на 49,4 суток из-за перевыполнения плана по наработке на отказ скважин после проведенных ГТМ, за счёт: увеличения доли закупки погружного оборудования специального исполнения до 85% (в 2007 году - 58%); использования дополнительных устройств для сокращения попадания механических примесей на приём насоса; подбора оптимальной глубины спуска погружного оборудования; диагностики концевых деталей УЭЦН; увеличения доли ремонта УЭЦН двухопорного исполнения до 55 % (план - 45%).

Скважины оборудованы УЭЦН отечественного и зарубежного производства. Наибольшая наработка получена по импортным насосам Centrilift - 406 сут; ESР - 379 сут; Алнас - 419 сут; Борец - 378 сут; Новомет - 343 сут; Лемаз - 260 сут.

Рисунок 2.3 - Динамика изменения наработки на отказ по фонду скважин, оборудованных УЭЦН в 2006-2008 гг.

Рисунок 2.4 - Наработка на отказ новых и ремонтных УЭЦН

В СНГДУ-2 применяются компоновки УЭЦН с оборудованием пяти категорий:

1 - стандартное;

2 - коррозионноизносостойкое;

3 - износостойкое;

4 - износокоррозионностойкое;

5 - импортное.

Среди российских поставщиков наиболее надежное оборудование у завода «Алнас» с наработкой на отказ 419 суток и «Борец» - 378 суток. Снижение наработки по заводам Centrilift и Wood Group связано с применением только ремонтного оборудования.

Применение УЭЦН фирмы Шлюмберже начато с февраля 2005г (рис.2.5).

Рисунок 2.5 - Наработка на отказ действующего фонда скважин, оборудованных УЭЦН по заводам изготовителям

Рисунок 2.6 - Наработка на отказ за скользящий год по категории исполнения УЭЦН

2.2 Технология добычи нефти УЭЦН

Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяют в высокодебитных скважинах для откачки пластовой жидкости. Установка состоит из подземного оборудования, кабельной линии и наземного электрооборудования. Установки скважинных центробежных электронасосов предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах с дебитом 25-1300 м³/сут и высотой подъема 500-2000 м; при содержании в откачиваемой жидкости песка, газа; при агрессивной жидкости и жидкости с повышенной температурой. Установки центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Рисунок 2.7 - Схема компоновки УЭЦН

Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:

Ш среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);

Ш максимальная кинематическая вязкость - 1 мм²/с;

Ш водородный показатель попутной воды рН 6,0 - 8,5;

Ш максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01%;

Ш микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;

Ш максимальное содержание попутной воды - 99%;

Ш максимальное содержание свободного газа - 25%;

Ш максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001%; для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125%.

Принцип работы УЭЦН состоит в том, чтобы электрическую энергию преобразовать в энергию жидкости. ГЖС, частично освобождаясь от излишнего газа в газосепараторе, поступает в насос через сетку, которая задерживает долю наиболее крупных механических примесей.

В насосе жидкость, поступая в ступень, попадает в каналы рабочего колеса. Крутящий момент рабочего колеса лопастями отбрасывают жидкость от центра к периферии. От периферии по направляющему аппарату жидкость идет к следующей ступени, на вход другого рабочего колеса.

Пройдя все ступени насоса, на выходе жидкость приобретает давление, необходимое для преодоления давления столба жидкости в НКТ и других противодействующих движению свойств жидкости. То есть, количество ступеней насоса должно обеспечивать напор, способный поднять пластовую жидкость по НКТ на дневную поверхность.

Вал насоса приводится в движение двигателем, который крепится выше. Передача усилия производится через гидрозащиту, который служит для гидравлической защиты электродвигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию изменения объема масла при изменении его температуры.

2.3 Осложнения при работе УЭЦН в условиях повышенной коррозионной активности откачиваемой жидкости

Анализ условий эксплуатации скважин Самотлорского месторождения показывает, что пластовые жидкости обводнены более, чем на 90 %, содержат значительное количество минеральных веществ.

Визуально коррозионному разрушению подвержены только корпусы ПЭД и ГД, корпус насосного агрегата коррозией практически не затронут, поскольку выше его приемного отверстия корпус насоса контактирует с нефтью. Распределение коррозионных повреждений на корпусах ПЭД и ГД, как правило, локальное и одностороннее, т.е. особо сильной и аномальной коррозии подвергается сравнительно узкая область корпусов ПЭД и ГД в месте контакта с обсадной трубой. При наибольшей глубине язв и углублений отмечаются сквозные разрушения стенки корпуса ПЭД (6 мм), проникновение воды в двигатель и выход его из строя. Фактическая скорость коррозии, согласно расчетам, составляет в аварийных скважинах 20-25 мм/год, что характеризует очень большую скорость коррозии в пластовых водах. Для выявления основных причин аномально высокой коррозии УЭЦН в скважинах были изучены: физико-химическая характеристика добываемой жидкости; особенности эксплуатации глубиннонасосной установки, включая состав металла в корпусах ПЭД и ГД; гидравлические характеристики обтекающей насосные трубы жидкости и др.

В первую очередь определим коррозионную агрессивность пластовой жидкости по отношению к металлу внешней поверхности корпусов ПЭД и ГД. Эти корпусы изготовлены из конструкционной слаболегированной углеродистой стали, которая практически нестойка в минерализованной воде. Тем не менее, трубы из такой стали, долгое время были стойкими в пластовой жидкости (смеси воды и нефти).

Аномальное поведение одной и той же стали в пластовой жидкости с различным соотношением водной и нефтяной фаз связано с полифазностью ее структуры. Нефть любого месторождения с различным химическим составом не вызывает коррозии металла. Коррозия металла обусловлена наличием водной фазы, поскольку она, как правило, сильно минерализована, содержит различное количество агрессивных ионов, в первую очередь, хлоридов. Однако и ее агрессивность незначительна, если в ней нет H₂S, CO₂, СВБ. Важными факторами в разрушении металла являются скорость движения (обтекания) пластовой водой корпуса ПЭД и ГД в узком зазоре между ними и обсадной трубой, а также температура корпуса, поскольку ПЭД работает при повышенной температуре (60-70°С).

При обводненности нефти выше 80-90% резко возрастает коррозионная агрессивность пластовой жидкости. Это связано с тем, что количества природных стабилизаторов нефтяной эмульсии становится недостаточно для стабилизации капель воды, они начинают коалесцировать и сливаться в крупные капли, вызывая инверсию эмульсии - переход ее из обратной в прямую. В такой эмульсии внешней фазой является коррозионно-агрессивная вода, а нефть практически не влияет на коррозионное поведение пластовой жидкости.

Отмеченное указывает лишь на общую причину коррозии - действие на металл агрессивной воды, но не раскрывает, почему разрушение корпусов ПЭД и ГД носит аномальный и локальный характер и происходит с высокой скоростью, что, кстати, не характерно для поведения металла в минерализованной воде в обычных условиях. Ответ на этот вопрос заключается в особенности эксплуатации и, главное, расположении УЭЦН в добывающей скважине.

Большинство добывающих скважин имеет искривленный ствол - обсадную колонну, что является первостепенным фактором для коррозии корпусов ПЭД и ГД. УЭЦН с НКТ смещена от центральной оси скважины и тесно прилегает к внутренней поверхности обсадной трубы, т.е. контакт насос - обсадная труба находится под некоторой нагрузкой колонны НКТ. При коаксиальном расположении ПЭД и ГД возникают особые условия для усиления аномальной коррозии их корпусов.

Во-первых, на границе контакта корпуса ПЭД с обсадной колонной образуется щель, в которой движение пластовой жидкости затруднено, а в расширенном зазоре - облегчено. В результате металл в районе щели выступает в качестве анода, т.е. быстрее разрушается, а поверхность, обтекаемая жидкостью, является катодом и подвержена меньшей коррозии.

Во-вторых, благодаря небольшой скорости течения пластовой жидкости в щели скапливаются продукты коррозии (сульфиды железа) и легко закрепляются бактерии СВБ.

В-третьих, к анодным и катодным участкам на корпусе ПЭД в рабочем зазоре скважины подключается еще одна обширная анодная зона - горячий корпус ПЭД. В системе горячий металл - холодный металл корпус ПЭД разрушается быстрее, так как является анодом.

Существуют и другие, менее важные для коррозии факторы, которые обусловливают макрогальваническую коррозию корпуса ПЭД и ГД в рабочем зазоре между УЭЦН и обсадной колонной.

Выявлен особо опасный, вызывающий коррозию фактор, который до настоящего времени нефтяники не принимали во внимание. Им является вибрация ПЭД - постоянное вибрационное (симметричное) проскальзывание корпуса насоса по отношению к обсадной трубе. В этих условиях возникают особо опасные коррозионные разрушения металла в УЭЦН, которые называют фреттинг-коррозия. Повышенные и симметричные вибрационные перемещения проскальзывания УЭЦН на подвеске НКТ вызывают огромные знакопеременные напряжения в зоне контакта металла корпуса ПЭД и ГД с обсадной трубой. При этом абсолютные вибрационные перемещения металла незначительны - около 50-500 мкм, но при наличии осадков сульфидов железа они значительно усиливают коррозию. Металл в месте контакта быстро, иногда за 20-30 дней снашивается до появления в нем сквозного отверстия.

Согласно ГОСТ 18058-80 допустимой величиной радиального и вертикального вибрационных перемещений корпуса насоса в скважине считают 50 мкм. Исследования вибрации ПЭД показали, что из-за разбаланса вала двигателя ПЭД она может повышаться до 500 мкм. Очевидно, для развития коррозии в агрессивной среде даже минимальные вибрационные перемещения корпуса насоса вызывают сильные разрушения корпуса ПЭД и ГД.

Повышенная вибрация УЭЦН и фреттинг-коррозия в местах шлицевых соединений насоса и резьбы НКТ являются основной причиной многих обрывов насосных агрегатов и НКТ.

Практика показала, что, если предотвратить соприкосновение корпусов ПЭД и ГД со стенкой трубы, то их коррозионное разрушение снизится лишь на 40-50%. Однако коррозия корпусов в меньших размерах все же останется. Основным фактором аномальной коррозии в этих условиях является обтекание корпусов ПЭД и ГД пластовой жидкостью в направлении ее движения к приемному окну насосного агрегата.

Размер зазора при нормальном расположении труб очень мал: 4 - 6 мм в зависимости от мощности УЭЦН, диаметров корпуса ПЭД и обсадной колонны. Скорость течения пластовой жидкости между обсадной трубой и насосным агрегатом в зазоре, что определяет интенсивность охлаждения электродвигателя, зависит от величины зазора, состояния загрязнения металлической поверхности насоса и обсадной трубы, количества отложившихся продуктов коррозии, осадков солей, тяжелых нефтепродуктов и других факторов. Этот процесс во времени носит динамический характер, так как перед спуском УЭЦН в скважину регламентируется процесс шаблонирования обсадной колонны и промывки скважины от твердых загрязнений. Однако данный процесс подготовки скважин очень несовершенен, и часто рабочий интервал скважины остается заполненным продуктами коррозии и осадками солей.

При работе УЭЦН в рабочем зазоре дополнительно осаждаются продукты коррозии и соли, что существенно изменяет гидравлические характеристики работы насоса. При этом резкое ухудшение охлаждения ПЭД может вывести его из строя. Однако здесь выявляются коррозионные факторы, которые могут не только вызвать отказ ПЭД и ГД, но и привести к сильной коррозии их корпусов.

Действительно, при уменьшении зазора между насосом и обсадной колонной повышается скорость потока пластовой жидкости. При определенных скоростях течение жидкости в зазоре становится эрозионным и наступает более сильная, чем обычная, эрозионная коррозия металла. При дальнейшем уменьшении зазора и достижении критической скорости движения пластовой жидкости эрозионный поток переходит в кавитационный. Это подтверждается тем, что толщина наслоений в рабочем зазоре может достигать 2-3 мм и способна практически перекрыть значительную часть сечения зазора.

Гидравлические удары жидкости о поверхность корпуса ПЭД могут дополнительно усиливаться образованием пузырьков нефтяного газа на нагретой поверхности корпуса ПЭД. Таким образом, любое сужение проходного сечения между трубами ПЭД, ГД и обсадной колонной резко изменяет скорость движения жидкости в зазоре и повышает вероятность коррозионного разрушения корпусов ПЭД и ГД насосного агрегата.

Рассмотренный характер движения жидкости в рабочем зазоре вызывает ее сильную турбулизацию, гидроэрозию, иногда кавитацию, что в совокупности объясняет тип коррозионного разрушения корпуса ПЭД и ГД: язвенный, питтинговый, наличие глубоких рисок, а в целом, - аномальную коррозию ПЭД и ГД. Заполнение рабочего зазора осадками сульфида железа может вызвать при определенных условиях их контакта с металлом локальную коррозию, возникающую при действии макропары железо - сульфид.

Таким образом, до применения специальных средств защиты от коррозии, в первую очередь, необходимо устранить технологические факторы, способствующие коррозии. С этой целью следует решить задачу дополнительной очистки обсадной колонны, в основном в рабочем интервале, от различных осадков, в первую очередь, продуктов коррозии и солей, а также поддержать величину рабочего зазора УЭЦН в допустимых (максимально возможных) размерах.

Далее необходимо устранить контакт корпусов ПЭД и ГД с обсадной трубой путем установки центраторов. Из специальных средств защиты корпусов ПЭД и ГД от коррозии нужно использовать теплопроводные защитные покрытия, в том числе металлизационные (из цветных металлов, хрома, никеля и др.). Заслуживают внимания электрохимические методы противокоррозионной защиты корпусов ПЭД и ГД в сочетании с органическими или ингибирующими покрытиями. Не исключены и другие эффективные технологические и противокоррозионные методы, если они помогут повысить коррозионную стойкость корпусов ПЭД и ГД и всей установки. Проблема повышения эксплуатационной надежности УЭЦН должна находиться под особым контролем как нефтяников, так и изготовителей данных установок.

Эксплуатация скважин с агрессивной добывающей жидкостью требует использования коррозионностойкого оборудования.

В коррозионном фонде 2 и 4 группа ЭЦН составила 51%.

Рисунок 2.8 - Распределение ЭЦН по группам исполнения в коррозионном фонде

2.4 Применение ЭЦН износостойкого исполнения

В конструкцию износостойких насосов внесены следующие изменения:

1. Рабочие колеса и направляющие аппараты изготовлены из нирезиста.

2. Текстолитовая опора колеса заменена резиновой, а в направляющем аппарате опорой для этой резиновой шайбы служит стальная термообработанная втулка.

В установках импортного производства опорные шайбы рабочих колес изготавливаются из маслобензостойкой резины. Опорой этой шайбы в направляющем аппарате служит втулка, выполненная из силицированного графита СГ-П (смесь графита с карбидом кремния). Этим объясняется высокая стоимость установок.

3. Для уменьшения износа ступиц рабочих колес и вала ставятся дополнительные резинометаллические радиальные опоры, которые препятствуют изгибу вала при его вращении.

Резинометаллические радиальные опоры устанавливают на расстоянии, равном половине полуволны изгиба вала (от 4 до 7 опор в одной секции). В настоящее время известно несколько конструкций радиальных опор. Опоры Лебедяньского завода и ОАО «Алнас» схожи по конструкции и используют пару трения «латунная втулка - стальная втулка», которые показали низкую износостойкость в условиях содержания большого количества твердого абразива в жидкости.

Наиболее перспективными среди зарубежных конструкций считаются промежуточные опоры с использованием карбит циркония компании Wood Group ESP (США). Но такие конструкции предназначены для использования в насосах с двухопорными ступенями. В случае использования их с одноопорными ступенями возможно появление нагрузок большой интенсивности, что снизит долговечность опор. Кроме того, стоимость таких опор существенно выше отечественных. Схема установки жесткого подшипника фирмы ESP показана на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Схема установки жесткого подшипника

Повышение надёжности индивидуальной осевой опоры и межступенного уплотнения может быть достигнуто применением двухопорной конструкции ступени (рис. 2.10). Рабочее колесо имеет при этом две передних опоры с уплотнениями. Двухопорная конструкция обеспечивает по сравнению с одноопорной ступенью повышенную надёжность уплотнений, лучшую изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса благодаря увеличению осевых длин межступенных уплотнений, которые служат ещё и дополнительными радиальными подшипниками. Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении, однако имеет лучшую стойкость к абразивному износу при откачке жидкости с большим содержанием твёрдых частиц.

Использование двухопорных ступеней насоса позволило повысить надёжность индивидуальной осевой опоры и межступенчатого уплотнения (рис.2.11). Рабочее колесо имеет при этом две передних опоры с уплотнениями. Двухопорная конструкция обеспечивает по сравнению с одноопорной ступенью повышенную надёжность уплотнений, лучшую изоляцию вала от абразивной и коррозионно-агрессивной протекающей жидкости, увеличенный ресурс работы и большую жесткость вала насоса благодаря увеличению осевых длин межступенных уплотнений, которые служат ещё и дополнительными радиальными подшипниками.

Рисунок 2.10 - Конструкция насоса с двухопорными ступенями

1 - рабочее колесо, 2 - направляющий аппарат, 3 - первая передняя (нижняя) опора колеса с уплотнением, 4 - вторая передняя (нижняя) опора колеса с уплотнением, 5 - верхняя опора колеса с уплотнением, 6 - вал насоса, 7 - корпус насоса.

Рисунок 2.11 - Двухопорная ступень насоса

Двухопорная конструкция ступени по сравнению с одноопорной более трудоемка в изготовлении, однако имеет лучшую стойкость к абразивному износу при откачке жидкости с большим содержанием твёрдых частиц.

Несмотря на то, что двухопорная ступень гораздо дороже и сложнее в производстве, она обладает рядом преимуществ:

- вал лучше защищен от воздействия механических примесей;

- система уплотнений в паре колесо-аппарат более надежно защищает их от утечек и проникновения абразива;

- конструкция колеса увеличивает жесткость сборочной единицы вал - рабочие колеса;

- колесо имеет удлиненную втулку, вследствие чего исключены колебания в плоскости, поперечной валу.

Рисунок 2.12 - Сравнение количества отказов в 2008г при увеличении закупки ЭЦН специального исполнения на 67 шт

Рисунок 2.13 - Наработка на отказ (сут) ступеней простого и двухопорного исполнения

Как видно из рисунка 2.13 наработка на отказ рабочих колёс двухопорного исполнения значительно выше наработки на отказ рабочих колёс простого исполнения - на 113 суток.

2.5 Применение насосов завода «Борец» 1ЭЦНДПТ5-15-1650 А с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии

Компания «Борец» предлагает электроцентробежные насосы с рабочими органами двухопорной конструкции, изготовленными методом порошковой металлургии.

На Самотлорском месторождении с 2005 года закупаются насосы завода «Борец» с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии -1ЭЦНДПТ5-15-1650 А. В 2008 году спущен 1 насос. Сравнительная наработка насоса на отказ составила 171 сутки (данные на 02.02.2008) против 48 суток до внедрения (ступень из серого чугуна), периодичность обработок химреагентами уменьшилась до одного раза в год - снизилась в 3 раза.

Порошковая металлургия создает новые возможности для изготовления деталей и узлов погружного нефтедобывающего оборудования. Гибкость технологии порошковой металлургии, возможность варьирования химического состава и структуры материалов, получение изделий с более высокой точностью, чистотой поверхности и прочностью обеспечивает ее высокую конкурентоспособность по сравнению с привычными методами изготовления деталей для погружных насосов - литьем и механической обработкой.

Ступени, полученные методом порошковой металлургии, беспористы и коррозионностойки - имеют 100% плотность за счет пропитки матрицы на основе азотосодержащей меднистой стали бронзой в процессе спекания и дополнительной термообработки. Равномерное распределение компонентов в материале и более высокая точность изготовления элементов обеспечивают практическое отсутствие дисбаланса при вращении рабочих колес и одностороннего износа трущихся поверхностей.

Износостойкость таких насосов в 2-3 раза выше по сравнению с насосами, ступени которых изготовлены из серого чугуна, и находится на уровне ступеней из нирезиста. Насосы с порошковыми ступенями противостоят отложению солей.

Технология порошковой металлургии позволяет создать ступени оригинальной конструкции с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса.

Достоинства конструкции:

Конструкция порошковой ступени препятствует образованию застойных зон пластовой жидкости в полости между дисками направляющего аппарата и рабочего колеса и резко уменьшает количество абразива, попадающего в зазор между трущимися поверхностями втулок колеса и аппарата.

Подобная конструкция позволяет оптимизировать нагрузку на опорные шайбы и таким образом резко уменьшить износ шайб, выполненных из карбонита.

Конструкция обеспечивает высокие диспергирующие свойства ступеней, что позволяет рекомендовать их для скважин с высоким газовым фактором и нестабильным динамическим уровнем.

Применение порошковых ступеней обеспечивает более высокий напор. Насосы с рабочими органами, изготовленными методом порошковой металлургии, имеют напорную характеристику монотонно-падающей формы, исключающей возникновение неустойчивых режимов работы.

Применяются насосы -1ЭЦНДПТ5-15-1650

Характеристика ЭЦН: 1 - модульное исполнение с промежуточными подшипниками; Д - ступени двухопорной конструкции; П - порошковые ступени с диспергирующими лопатками на верхнем диске рабочего колеса; Т - радиальные опоры из твёрдых сплавов; А - унифицированные радиальные опоры. 15м³/сут - подача; 1650 м - напор.

Таблица 2.2

Технические характеристики насосов

Рисунок 2.14 - Ступени, изготовленные методом порошковой металлургии

нефть внутрискважинный центробежный электронасос

3. РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ

3.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН

Скважина № 12544, куст 81, пласт БВ₁₀, Самотлорское месторождение. Данные к расчету приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Исходные данные к расчету

Расчет

1. Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине Р_заб, МПа

Р_заб=Р_пл-(Q/К) (3.1)

Где Р_пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит скважины, м³/сут.;

К - коэффициент продуктивности, м³/сут МПа.

Р_заб=16-(200/167)=15МПа

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Р_оп.пр, МПа

Р_оп.пр = 2,5-3 МПа при n = 50%

Р_оп.пр = 3-4 МПа при n < 50%

Р_оп.пр = 2,7 МПа при n > 50%

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин с_см, кг/м³

с_см=с_в·n_в+с_н(1-n_в) (3.2)

гдес_в - плотность воды кг/м³;

n - обводненность нефти;

с_н - плотность нефти кг/м³.

с_см=1004·0,96+856(1-0,96)=998кг/м³

4. Определяем динамический уровень Н_дин, м

Н_дин=Р_заб/с_см·g (3.3)

гдеР_заб - давление на забое скважины, МПа;

с_см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с².

Н_дин = 15·10⁶/998·9,81=1328м

5. Определяем глубину спуска насоса L_н, м

L_н=Н_дин+400 (3.4)

Где Н_дин - динамический уровень, м

Для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500м

L_н=1328+400=1728м

6. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ Н_Г, м

Н_Г=0,1575·d_вн·Г·(1·)-(1-n_в) (3.5)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м;

Г - газовый фактор, м³/м³;

Р_у - устьевое давление, МПа;

Р_нас - давление насыщения, МПа;

n_в - обводненность нефти

Н_Г=0,1575·0,73·78(1·)-(1-0,96)=4,64м

7. Определяем требуемое давление насоса Р_тн, МПа

Р_тн= L_н·с_см·g·10^-6+Р_у+Р_тр-Н_Г·с_см·g·10^-6-Р_оп.пр (3.6)

где L_н - глубина спуска насоса, м;

с_см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Р_у - устьевое давление, МПа;

Р_тр - потери давления на трение, МПа;

Н_Г - работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м.

Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Р_тр=0,5МПа.