Эксплуатация электроцентробежного насоса на месторождении Мирзоева

Выбор кабеля

Выбор кабеля осуществляется по характеристике применяемых для ЭЦН кабелей, приведенной в справочной литературе. Выбираем кабель в соответствии со следующими положениями. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нем и к. п. д. установки.

Потери электроэнергии в кабеле длиной 100 м определяются по формуле

где I -- сила тока в статоре электродвигателя; R -- сопротивление в кабеле, Ом.

Сопротивление в кабеле длиной 100 м можно определить по формуле



где с_t -- удельное сопротивление кабеля при температуре Т_к ; Ом мм²/м‚ q -- площадь сечения жилы кабеля (мм²).

Удельное сопротивление кабеля

где с (Ом·мм²/м) -- удельное сопротивление меди при Т = 293 К; б = 0,004 -- температурный коэффициент для меди.

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса и расстояния от скважины до станции управления.

Выбор двигателя

Мощность двигателя, необходимую для работы насоса, определим по формуле

где з_н = 0,5 -- к. п. д. насоса (по его рабочей характеристике).

Техническая характеристика применяемых электродвигателей и протекторов для ЭЦН приведена в таблицах справочной литературы.

Определение основного диаметра агрегата

Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеют в виду, что погружной агрегат и ближайшие к агрегату трубы составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно. Зная глубину спуска, искривленность скважины и состояние эксплуатационной колонны, выбирают допустимый зазор между агрегатом и колонной. От зазора зависят основные размеры насоса и двигателя, связанные с мощностью погружного агрегата. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор для скважин с диаметром колонн до 219 мм принимают равным 5--10 мм.

Наибольший основной размер погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром эксплуатационной колонны и допустимым зазором.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля (рис. 2.19):

Рис. 2.19 Схема расположения в скважине погружного агрегата, насосных труб и кабеля

где D_эд -- наружный диаметр электродвигателя; D_н -- наружный диаметр насоса; h_к -- толщина плоского кабеля; S -- толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

Выбор автотрансформатора

Автотрансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя.

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной его обмотке необходимо найти падение напряжения ДU в кабеле, В

где r₀ -- активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км; х₀ -- индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км (для кабелей КРБКЗх25 приближенно х₀ = 0,1 Ом/км); соsц - коэффициент мощности установки, sinц -- коэффициент реактивной мощности; I_c -- рабочий ток статора; L -- длина кабеля

Активное удельное сопротивление кабеля определяется по формуле

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжения электродвигателя и потерь напряжения в кабеле.

По напряжению на вторичной обмотке выбираем автотрансформатор и определяем положение клемм (перемычек) с учетом напряжения в сети, подводимого к первичной обмотке. В том случае, когда напряжение сети отличается от номинального (380 В), действительное напряжение на зажимах вторичной обмотки автотрансформатора определяется по формуле

где U_сет -- действительное напряжение сети по вольтметру, В; U_ном -- номинальное напряжение в сети, В; U₂ -- напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора для данной отпайки, В.

Определение удельного расхода электроэнергии, приходящейся на 1 т добытой жидкости

Характерным энергетическим показателем работы электронасосной установки служит расход электроэнергии на 1 т добытой жидкости. Он определяется по формуле

где Н -- высота подачи жидкости; з_об -- общий к. п. д. установки, равный з_тр·з_н·з_дв·з_к·з_ав (з_тр - к. п. д труб; ·з_н - к. п. д насоса; ·з_дв - к. п. д. двигателя при неполной его загрузке; ·з_к· -- к. п. д. кабеля, который в зависимости от сечения, длины, силы тока и температуры изменяется от 0,7 до 0,95; з_ав -- к. п. д. автотрансформатора).

Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии, чтобы исключить влияние высоты подъема, иногда определяют расход электроэнергии на подъем 1 т жидкости на 1 м.

Вследствие низкого общего к. п. д. установки удельный расход электроэнергии на 1 т жидкости, поднятой ЭЦН, обычно выше, чем штанговыми насосами.

2.6.3 Методика подбора УГНТУ

Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима работы установки ЭЦН

Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса

Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется из условия обеспечения минимального забойного давления. При газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 - 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса. Рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30 - 40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны ствола скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 - 15%.

При выполнении расчетов определение глубины подвески насоса обычно выполняется для 2-3 вариантов конструкции установок. Для них же выполняются и все остальные расчеты.

При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения давления по НКТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН.

Величину коэффициента сепарации для скважин, оборудованных установками ЭЦН, определяют по формуле:

, (2.6.3.1)

где - относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/c;

F₃ - площадь сечения затрубного пространства между обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), м².

Определение требуемого напора насоса

Для согласования характеристики насоса и скважины, следовательно нахождения величины удельной энергии, передаваемой насосом газожидкостной смеси и обеспечения нормы отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса строится напорная характеристика скважины Q = f(H_скв):

, (2.6.3.2)

где Н_дин - глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м;

- устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке «насос - устье скважины»;

h_тр - потери напора на трение, м.

Н_г - напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах.

Если нет данных о величине динамического уровня, то приближенно его можно определить по формуле:

, м, (2.6.3.3)

где L_с - длина ствола скважины;

Р_пл - пластовое давление;

К - коэффициент продуктивности;

с_вн - плотность водонефтяной смеси на выходе из насоса, кг/м³;

Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости:

, м, (2.6.3.4)

где Н_сп - глубина спуска насоса, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений;

- линейная скорость потока, м/с.

(2.6.3.5)

где Q_н, Q_в - дебит скважины по нефти и воде соответственно;

b_н, b_в - объемные доли нефти и воды соответственно;

F - площадь поперечного сечения НКТ.

Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле:

(2.6.3.6)

где G₀ - газовый фактор;

d - диаметр лифта в дюймах;

Р_нас - давление насыщения после сепарации газа у насоса;

- средняя обводненность продукции в подъемнике при среднем давлении Р = 0,5·(Р_вык + Р_у), Р_вык, Р_у. - давление на выкиде насоса и устье скважины соответственно.

Для построения напорной характеристики скважины задаются несколькими значениями дебита (5-6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q = f(H) строится линия развиваемого пластом напора H_cкв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН (см. рисунок 2.6.3.1).

Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН осуществляют в зависимости от дебита скважины:

Дебит по жидкости, м3/сут	менее 150	150-300	более 300
Внутренний диаметр НКТ, мм	50,3	62	76

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.20 Типовая характеристика погружного центробежного насоса

Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных насосов

По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии:

0,6 ? Q_ж/Q_в.опт ? 1,2 , (2.6.3.7)

где Q_в.опт - подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.

На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа.

Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность.

При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее, влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова - для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03 - 0,05 см²/c. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса.

В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м²/c);

, (2.6.3.8)

где _э - кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па·с;

'_вн - средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих органов насоса, кг/м³:

(2.6.3.9)

где _н и _в соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины.

Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов:

и (2.6.3.10)

(2.6.3.11)

где Н_в, Q_в, _в - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости (водонефтяной эмульсии).

Коэффициенты К_НQ и К зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса

(2.6.3.12)

где n₁ - частота вращения вала насоса, 1/c;

n_s - коэффициент быстроходности ступени насоса;

(2.6.3.13)

где Q_в.опт - подача насоса на воде в оптимальном режиме, м³/с;

Н_в.опт - напор насоса на воде в оптимальном режиме, м;

Z_нас - число ступеней насоса.

По величине Re_нас с помощью специальных графиков П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов К, К_QH и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами. Для ламинарного режима:

(2.6.3.14)

Для турбулентного режима:

(2.6.3.15)

где Q_в - подача насоса на воде при соответствующем режиме, м³/c.

Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды на свойства эмульсии следующий.

1. Вначале определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают вязкость эмульсии.

2. Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе.

3. Задаваясь рядом значений Q/Q_в.опт, и определив по фактической водной характеристике Q_в.опт, находят Q_i = (Q/Q_в.опт)·Q_в.опт в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Q_в.опт).

4. Для полученных значений Q_i по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Н_i.

5. Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 c^-1.

6. По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/Q_в.опт = 1) по формулам (2.6.3.14), (2.6.3.15) находят значение коэффициента К_НQ для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений К_НQ выбирают меньшее.

7. Из формулы (2.6.3.10) находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии.

8. По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса и затем уточненное значение К_НQ. Эти операции по уточнению коэффициента К_НQ. осуществляют до тех пор, пока последующее значение К_НQ не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02.

9. По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению К_НQ и значению Q = Q_в.опт, по формулам (2.6.3.14), (2.6.3.15) определяют величину коэффициента К опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие.

10. Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса (2.6.3.10), (2.6.3.11), соответствующие режиму Q = Q_в.опт.

11. Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений отношений Q/Q_в.опт, после чего строят график Q-H, -Q, Q-N, где N - потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке скважинной продукции в выбранном режиме.

Для расчетов величины потребляемой мощности можно воспользоваться формулой:

(2.6.3.16)

При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и к.п.д. наcоса смещаются влево с резким уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса специального газового сепаратора конструкции П.Д. Ляпкова или в качестве первых 10 - 15 ступеней установить рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но большей производительности.

Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления

Выбор электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия:

0,5 <= N/N_A <= 1, (2.6.3.17)

где N - мощность, потребляемая насосом; N_A - номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД).

Характеристики ПЭД приведены в разделе 6.1. При подборе ПЭД необходимо, чтобы присоединительные размеры протектора ПЭД соответствовали соединительным размерам насоса.

При выборе оборудования установок УЭЦН важное значение придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды (для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности продукции. При неизменных значениях Р_пл и Р_заб давление у входа в насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на выходе - выше, чем в обычных условиях работы насоса.

Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению. Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его преждевременный выход из строя.

Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течение всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже Q_min и давлением на входе в насос не менее Р_пр.min. Рекомендуется определять эти значения следующим образом:

Q_min = 330·N_Д··F₃ и Р_пр.min = 0,5 - 1,0 MПа, (2.6.3.18)

где F₃ - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и корпусом ПЭД, м².

По минимальным значениям мощности N_Д, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.

Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса:

L_к = H_сп + 50, (2.6.3.19)

где L_к - длина кабеля, м; Н_сп - глубина спуска насоса в скважину с учетом кривизны ствола.

На величину мощности, потребляемой всей установкой УЭЦН, влияют потери мощности в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД определяется формулой:

(2.6.3.20)

где _Д - к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b₂, с₂, d₂ - эмпирические коэффициенты.

По величине потерь мощности определяется температура перегрева ПЭД:

. (2.6.3.21)

При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с помощью коэффициента К_t:

(2.6.3.22)

где В - обводненность; _г.пр - газосодержание у приема насоса.

Определяют значение коэффициента К_у.п - коэффициента уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры:

(2.6.3.23)

где t_скв - температура на глубине спуска насоса.

Далее с учетом (2.6.3.20) и (2.6.3.23) определяют сумму потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД:

, (2.6.3.24)

Используя (6.7.24), вычисляют температуру ПЭД:

Т_Д = Т_пр + К_у.п · (b₃ ·N - c₃) . (2.6.3.25)

где Т_пр - температура на приеме насоса.

Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого Т_Д меньше 403 К (130^оС).

После выбора типа ПЭД рассчитывают силу потребляемого им тока:

J = J_H ·(b₄ ·N/N_Д + C₄), (2.6.3.26)

где J_H - сила номинального тока ПЭД, А.

Для определения потери мощности в кабеле вначале определяют среднюю величину температуры кабеля при работе установки в номинальном режиме:

(2.6.3.27)

,

где - геометрический градиент, єС/м ( = 0,03^оС/м);

Q_Ж - производительность установки по жидкости, т/сут;

J - сила тока, проходящего по кабелю, А;

f_k - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм²;

t_пл - пластовая температура;

t_у - температура устья скважины.

Тогда потеря мощности в кабеле определяется формулой:

(2.6.3.28)

где N_К - потери мощности в кабеле, кВт.

В целом, потребление мощности установкой УЭЦН будет равна:

(2.6.3.29)

где _Т - к.п.д. трансформатора (_Т =0,98).

Трансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления до ПЭД.

Для выбора трансформатора необходимо найти падение напряжения в кабеле:

(2.6.3.30)

где U - падение напряжения в кабеле, В;

- коэффициент реактивной мощности;

cos - коэффициент мощности установки;

x₀ - индуктивное сопротивление кабеля на 1 км, равно 0,1 Ом;

J_c - рабочий ток статора ПЭД;

r₀ - активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км:

(2.6.3.31)

,

где - удельное сопротивление меди при 18^оС ( = 1,78·10^-4 Ом·м);

f_к - площадь сечения жилы кабеля, мм²;

По величине суммы падения напряжения в кабеле и напряжения ПЭД подсчитывают напряжение на вторичной обмотке трансформатора, которое определяет тип трансформатора и положение клемм (перемычек) с учетом напряжения сети. В том случае, если напряжение сети отличается от номинального (380В), действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора определяется как:

, (2.6.3.32)

где U_c - действительное напряжение сети, В;

U_ном - номинальное напряжение в сети, В;

U₂ - напряжение на вторичной обмотке трансформатора, В.

В последнее время трансформаторы применяются более широко по сравнению с автотрансформаторами. Причиной этого является то, что у трансформатора производится непрерывный контроль сопротивления вторичной обмотки, кабеля и обмотки статора. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30кОм) установка автоматически отключается.

Критерием подбора станции управления для установки УЭЦН является потребляемая мощность ПЭД. При ПЭД мощностью от 28 до 100кВт в качестве станции управления применяется устройство ШГC-5804, а при мощности свыше 100 кВт - КУПНА-79.

2.6.4 Расчет подбора оборудования

Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима работы установки ЭЦН скв. № 96 месторождения им. Мирзоева

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны, Д = 168 мм

Пласт XIX

Интервал перфорации 3391-3400 м

Забой 3400 м.

Статический уровень 1463 м

Динамический уровень 2128 м

Пластовое давление, Р_пл = 17,6 мПа

Забойное давление, Р_заб = 12,2 мПа

Устьевое давление, Р_буф = 0,9 мПа

Затрубное давление, Р_зат = 1,4 мПа

Давление насыщения, Р_нас = 8,5 мПа

Действующий насос, ЭЦН80-2600

Глубина спуска насоса 2401 м

Погружной электродвигатель ПЭД-90/117

Станция управления - ШГС-5805

Газосепаратор - МНГБ5

Дебит жидкости - 102 м³/сут

Дебит нефти - 6,4 т/сут

Обводненность продукции - 93%

Дебит газа - 0,6 тыс. м³/сут

Газовый фактор, Г₀ = 100 м³/т нефти (6 м³/м³)

Мех. примеси - 320 мг/литр

Плотность воды, с_в = 1080 кг/м³

Плотность нефти, с_н = 850 кг/м³

Плотность газа, с_r = 1,1 кг/м³

Коэффициент продуктивности, К = 18.5 т/сут*мПа

Выбор глубины погружения насоса

Наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30 - 40%. В продукции скважины № 96 содержится около 6 м³/м³, значит для достижения значения свободного газосодержания на приеме ЭЦН 30 - 40% необходимо давление не менее 2 МПа.

При существующей добыче динамический уровень составляет 2128 м, следовательно глубина спуска насоса должна быть не менее 2370 м с учетом кривизны скважины. Используя инклинограмму находим ближайшую глубину спуска насоса - 2400 метров. С учетом дальнейшего падения пластового давления глубину спуска следует увеличить до 2450-2500 метров.

Определение требуемого напора насоса

Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН осуществляют в зависимости от дебита скважины:

Дебит по жидкости, м3/сут	менее 150	150-300	более 300
Внутренний диаметр НКТ, мм	50,3	62	76

Согласно предполагаемого дебита около 100 м³/сут. нужно выбрать трубы с внутренним диаметром 50,3 мм.

Насосно-компрессорные трубы выбираем с условным диаметром 73 мм. Трубы меньшего диаметра на месторождении им. Мирзоева не применяют из-за многочисленных аварий, связанных с «полетом» труб на забой. Внутренний диаметр НКТ - 62 мм. Следовательно площадь проходного сечения:

м².

Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости:

, м

где Н_сп - глубина спуска насоса, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений;

- линейная скорость потока, м/с.

где Q_н, Q_в - дебит скважины по нефти и воде соответственно;

b_н, b_в - объемные доли нефти и воды соответственно;

F - площадь поперечного сечения НКТ.

м/с

м

Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле:

где G₀ - газовый фактор;

d - диаметр лифта в дюймах;

Р_нас - давление насыщения после сепарации газа у насоса;

- средняя обводненность продукции в подъемнике при среднем давлении Р = 0,5·(Р_вык + Р_у), Р_вык, Р_у. - давление на выкиде насоса и устье скважины соответственно.

м

где Н_дин - глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м;

- устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке «насос - устье скважины»;

= м.

h_тр - потери напора на трение, м.

Н_г - напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах.

м.

Подбор центробежного насоса

В справочнике нефтяника (Справочник нефтяника. Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев, Уфа, 2005 г., табл. 7.1, стр. 119-120) нет насосов с напором свыше 2000 метров. Максимальный напор - 2000 метров при номинальной подаче 10-50 м³/сут. Расчетный напор для скважины № 96 месторождения им. Мирзоева - 2187 м при подаче не менее 100 м³/сут. При полученных расчетах наиболее подходит насос ЭЦН-80-2600. При напоре 2200 метров подача - 100 м³/сут.

Для устранения вредного влияния газа под насосом устанавливаем газосепаратор МНГБ5.

Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления

Выбор электродвигателя для установки осуществляется исходя из условия:

0,5 <= N/N_A <= 1

где N - мощность, потребляемая насосом; N_A - номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД).

Мощность электродвигателя определим по формуле:

кВт.

0,5 <= 52,5/N_A <= 1

103 <= N_A <= 52,5

Подбираем двигатель по табл. 7.4.1 (Справочник нефтяника. Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев, Уфа, 2005 г.).

В этот диапазон подходят:

ПЭД 65-117

ПЭД 90-117

ПЭД 55-123

Согласно температуре на глубине спуска выбираем ПЭД 55-123. Номинальная мощность - 63 кВт, напряжение - 800 В, сила номинального тока - 66 А.

Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса:

L_к = H_сп + 50

где L_к - длина кабеля, м; Н_сп - глубина спуска насоса в скважину с учетом кривизны ствола.

L_к = 2400 + 50 = 2450 м.

По минимальным значениям мощности N_Д, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления.

На величину мощности, потребляемой всей установкой УЭЦН, влияют потери мощности в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД определяется формулой:

где _Д - к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b₂, с₂, d₂ - эмпирические коэффициенты.

кВт.

По величине потерь мощности определяется температура перегрева ПЭД:

К.

При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с помощью коэффициента К_t:

где В - обводненность; _г.пр - газосодержание у приема насоса.

Определяют значение коэффициента К_у.п - коэффициента уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры:

где t_скв - температура на глубине спуска насоса.

Далее определяют сумму потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД:

кВт

Используя (2.6.3.24), вычисляют температуру ПЭД:

Т_Д = Т_пр + К_у.п · (b₃ ·N - c₃)

где Т_пр - температура на приеме насоса.

Т_Д = 79 +0,97 · (2,7₃ ·10,6 - 1,6) = 105єС = 378 К

Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого Т_Д меньше 403 К (130^оС).

Рассчитанная температура 378 К (105єС) меньше 403 К (130^оС). Следовательно выбранный двигатель подходит.

Рассчитываем силу потребляемого им тока:

J = J_H ·(b₄ ·N/N_Д + C₄)

где J_H - сила номинального тока ПЭД, А.

J = 66 ·(0,72 ·52,5/63 + 0,3) = 59,4 А.

Для определения потери мощности в кабеле вначале определяют среднюю величину температуры кабеля при работе установки в номинальном режиме:

где - геометрический градиент, єС/м ( = 0,03^оС/м);

Q_Ж - производительность установки по жидкости, т/сут;

J - сила тока, проходящего по кабелю, А;

f_k - площадь поперечного сечения жил кабеля, мм²;

t_пл - пластовая температура;

t_у - температура устья скважины.

^оС

Тогда потеря мощности в кабеле определяется формулой:

где N_К - потери мощности в кабеле, кВт.

 кВт.

В целом, потребление мощности установкой УЭЦН будет равна:

где _Т - к.п.д. трансформатора (_Т =0,98).

кВт.

Для выбора трансформатора необходимо найти падение напряжения в кабеле:

где U - падение напряжения в кабеле, В;

- коэффициент реактивной мощности;

cos - коэффициент мощности установки;

x₀ - индуктивное сопротивление кабеля на 1 км, равно 0,1 Ом;

J_c - рабочий ток статора ПЭД;

r₀ - активное удельное сопротивление кабеля, Ом/м:

где - удельное сопротивление меди при 18^оС ( = 1,78·10^-8 Ом·м);

f_к - площадь сечения жилы кабеля, м²;



В

По величине суммы падения напряжения в кабеле и напряжения ПЭД подсчитывают напряжение на вторичной обмотке трансформатора, которое определяет тип трансформатора и положение клемм (перемычек) с учетом напряжения сети.

Общее напряжение: 800 + 19,5 ? 820 В.

По табл. 7.6.2 (Справочник нефтяника. Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев, Уфа, 2005 г.) подбираем соответствующий трансформатор ТМПН-100/3-73У1.

Критерием подбора станции управления для установки УЭЦН является потребляемая мощность ПЭД. При ПЭД мощностью от 28 до 100кВт в качестве станции управления применяется устройство ШГC-5804, а при мощности свыше 100 кВт - КУПНА-79. В нашем случае мощность 94 кВт, значит выбираем станцию управления ШГC-5804.

Результаты расчетов приведены в следующую таблицу.

Таблица 2.3

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2400 м
Требуемый напор	2187 м
Выбранный насос	ЭЦН-80-2600
Погружной электродвигатель	ПЭД 55-123
Потребляемая мощность	94 кВт
Трансформатор	ТМПН-100/3-73У1
Станция управления	ШГC-5804

При использовании выбранного оборудования получим дебит жидкости 102 м³/сут., при обводненности продукции 93 % дебит нефти составит 6,4 т/сут. При увеличении глубины спуска выбранного насоса дебит жидкости будет снижаться. Увеличение дебита можно достичь применением насоса DN1100 ARZ 125 х 2470. С учетом дальнейшего снижения пластового давления глубина спуска насоса увеличится. При этом наиболее оптимальной глубиной с учетом кривизны скважины предлагается интервал 2535- 2545 метров. Расчеты параметров сделаны с помощью программы подбора насосов REDA. Результаты расчетов приведены в следующей таблице.

Результаты расчета по скв. № 96

Таблица 2.4

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2535-2545 м
Требуемый напор	2321 м
Выбранный насос	DN1100 ARZ 125 х 2470
Погружной электродвигатель	90 НР
Потребляемая мощность	92 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	114 м3/сут.
Дебит нефти	7,1 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 0,7 т/сут.

Аналогичные расчеты сделаны для скважин №№ 10, 13, 23, 41, 92 и 123 (остальные скважины месторождения им. Мирзоева уже эксплуатируются насосами фирмы Shlumberger). В НГДУ принято решение оптимизировать работу этих скважин при помощи замены российских насосов на насосы фирмы Shlumberger. Расчеты подбора оборудования производятся по программе фирмы. По мере выхода из строя насосов скважин №№ 10, 13, 23, 41, 92 и 123 и приобретения насосов REDA они будут заменяться. Глубины спуска насосов будут увеличены по причине падения пластового давления.

Результаты расчета по скв. № 10

Таблица 2.5

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2225-2235 м
Требуемый напор	2115 м
Выбранный насос	D725N ARZ 406 80-2300
Погружной электродвигатель	60 НР
Потребляемая мощность	85 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	92 м3/сут.
Дебит нефти	21,3 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 1,4 т/сут.

Результаты расчета по скв. № 13

Таблица 2.6

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2280-2290 м
Требуемый напор	2125 м
Выбранный насос	D475N CT 506 CR 40 ARZ 3050
Погружной электродвигатель	60 НР
Потребляемая мощность	83 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	54 м3/сут.
Дебит нефти	6,7 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 0,5 т/сут.

Результаты расчета по скв. № 23

Таблица 2.7

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2610-2620 м
Требуемый напор	2412 м
Выбранный насос	D475N CR_CT ARZ 506 40-3050
Погружной электродвигатель	60 НР
Потребляемая мощность	88 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	57 м3/сут.
Дебит нефти	12,1 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 1,4 т/сут.

Результаты расчета по скв. № 41

Таблица 2.8

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2300-2310 м
Требуемый напор	2240 м
Выбранный насос	D475N CT 506 CR 40 ARZ 3050
Погружной электродвигатель	60 НР
Потребляемая мощность	85 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	58 м3/сут.
Дебит нефти	3,1 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 0,3 т/сут.

Результаты расчета по скв. № 92

Таблица 2.9

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	2345-2355 м
Требуемый напор	2193 м
Выбранный насос	D475N ARZ 60х2400
Погружной электродвигатель	50 НР
Потребляемая мощность	79 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	74 м3/сут.
Дебит нефти	17,7 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 1,6 т/сут.

Результаты расчета по скв. № 123

Таблица 2.10

Наименование	Результаты
Глубина погружения насоса	1740-1750 м
Требуемый напор	1634 м
Выбранный насос	D475N ARZ 60х2400
Погружной электродвигатель	50 НР
Потребляемая мощность	65 кВт
Станция управления	Борец
Дебит жидкости	75 м3/сут.
Дебит нефти	5,3 т/сут.
Прирост добычи нефти	+ 0,3 т/сут.

Общий прирост добычи нефти после перевода скважин на насосы импортного производства согласно приведенным расчетам составит 6,2 т нефти в сутки. Приблизительно в 5-7 раз увеличится межремонтный период. Увеличение парка насосов будет способствовать также переводу газлифтных скважин на работу УЭЦН.

2.7 Выводы и рекомендации

Глубинные центробежные насосы при напоре до 1000 м обеспечивают отбор жидкости до 550 из скважины с внутренним диаметром обсадной колоны не менее 130 мм: при напоре до 800 м - 800 из скважины с внутренним диаметром не менее 148 мм. В условиях месторождения Мирзоева при напоре до 3000 м обеспечивают отбор жидкости до 150 из скважины с внутренним диаметром обсадной колоны не менее 126 мм. В последней стадии разработки месторождения при форсированном отборе электроцентробежный насос наиболее эффективен.

На месторождении Мирзоева фонтанирование скважин прекращается, искусственный фонтан - газлифт - из-за нехватки газа также почти исчерпал свои ресурсы, штанговые насосы неэффективны. Центробежные насосы заменят все перечисленные способы добычи нефти на месторождении Мирзоева.

В связи с большими глубинами статических уровней на месторождении начали применять электроцентробежные насосы REDA фирмы Shlumberger. Насосы REDA поднимают жидкость с глубин до 3000 метров и более. Наличие парафина в продукции скважин на месторождении Мирзоева требует периодической депарафинизации, в том числе - горячей нефтью. Кабель фирмы Shlumberger допускает нагрев до 160єС.

Межремонтный период работы установок существенно больше, чем у штанговых, в среднем он равен 250 - 350 суток для российских насосов (на месторождении Мирзоева - около 200 суток), для насосов REDA в среднем 1500 суток (на месторождении Мирзоева пока не определено, т. к. продолжается работа переведенных на REDA скважин. По состоянию на 1.06.06 межремонтный период составил в среднем свыше 500 суток).

Глубинные центробежные насосы выпускаются и для осложненных условий эксплуатации, например для отбора жидкости со значительным содержанием песка, с большой глубины, для эксплуатации скважин при большом газовом факторе.

В настоящее время и на ближайшую перспективу УЭЦН являются наиболее эффективными для добычи нефти на месторождении им. Р.С. Мирзоева.

В дипломной работе представлен расчет по подбору оборудования УЭЦН для скважины № 96. Расчет выполнен по предлагаемой методике УГНТУ. Отклонения от методики произошли по причине отсутствия некоторых параметров, необходимых для расчета.

Основная цель дипломной работы - оптимизация работы УЭЦН на месторождении им. Мирзоева. Фактически наиболее оптимальным для месторождении им. Мирзоева явился перевод скважин на работу УЭЦН REDA фирмы Shlumberger по приведенным выше причинам. Процесс оптимизации начался несколько лет назад и по мере приобретения насосов производится замена. Межремонтный период значительно увеличился. В настоящее время он превысил 500 суток и продолжает расти. Расчет подбора оборудования производится по программе фирмы Shlumberger. В работе представлены результаты расчетов для семи скважин, эксплуатирующихся УЭЦН отечественного производства. После перевода на УЭЦН фирмы Shlumberger получим дополнительно 6,2 тонн нефти в сутки и увеличение межремонтного периода в 5-7 раз.

3. Экономическая часть

3.1 Характеристика технико-экономических показателей

Таблица 3.1

Технико-экономические показатели НГДУ «Катанглинефтегаз» за 2003-2005 годы

Показатель	Годы
	2003	2004	2005
Добыча нефти, тыс. т	800,4	856,8	914,1
Сдача нефти, тыс. т	791,3	849,0	907,7
Добыча газа, тыс. м3	22480	23575	23930
Добыча жидкости, тыс.т	7909,3	7197,4	6565,2
Закачка воды, тыс. м3	7198,6	6788,4	6410,2
Ввод новых нефтяных скважин, скв	12	11	3
Ввод нефтяных скважин из бездействия, скв	93	34	10
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин	0,951	0,962	0,967
Товарная продукция, тыс. руб	1195769	1337602	1102744
Валовая продукция, тыс. руб	1275459	1414862	1106390
Численность работников всего, чел.	3277	2974	2821
в том числе финансируемая от реализации нефти	2927	2786	2635
Производительность труда, руб/чел.	494747	569500	492198
Удельная численность на 1 среднедействующую скважину, чел/скв.	2,086	1,919	2,007
Среднемесячная зарплата всего, руб.	14960	17137	19328
в том числе финансируемая от реализации нефти	14225	17123	19286

В следующей таблице представлена калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти по статьям затрат за 2005 г.

Таблица 3.2

Калькуляция себестоимости добычи 1 тонны нефти, руб.

Статья затрат	Всего	Условно- перемен.	Условно- постоян.
Расходы на электроэнергию по извлечению нефти	4,52	1,36	3,16
Расходы по искусственному воздействию на пласт	7,50	1,87	5,36
Основная зарплата производственных рабочих	20,35	-	20,35
Амортизация скважин	74,15	-	74,15
Расходы по сбору и транспорту нефти	142,04	56,82	85,22
Расходы по технологической подготовке нефти	114,06	51,33	62,73
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	515,65	-	515,65
Цеховые расходы	43,47	-	43,47
Общепроизводственные расходы	392,27	-	392,27
Отчисления на НДПИ	2284,0	2284,0	-
Прочие расходы	618,19	-	618,19
Производственная себестоимость 1 тонны нефти	4175,71	2395,38	1780,33

3.2 Структура предприятия

НГДУ "Катанглинефтегаз" является структурным подразделением ООО "РН-Сахалинморнефтегаз".

Предметом и основной целью НГДУ «Катанглинефтегаз» является добыча и подготовка нефти и газа, разработка и обустройство нефтяных месторождений.

В соответствии с предметом и целью своей деятельности НГДУ «Катанглинефтегаз» осуществляет следующее:

- ведет разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

- обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа;

- осуществляет внедрение в производство передовой техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих и безотходных технологий;

- обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;

- производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода, поверхностно-активные вещества и др.);

- осуществляет эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные месторождения;

- определяет потребность НГДУ в материальных ресурсах и приобретает их по договорам, обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;

- разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды;

- организует общественно-столовое питание и оказание медицинских услуг при вахтовом методе.

НГДУ не является юридическим лицом, то есть не имеет расчетных, валютных и иных счетов в банке, не имеет самостоятельного баланса. НГДУ несет перед ООО полную ответственность за выполнение финансового плана в соответствии с плановыми заданиями, рациональное использование производственных мощностей при наименьших затратах трудовых и материальных ресурсов, создание безопасных условий труда, выполнение мобилизационных заданий, неукоснительное выполнение указаний руководства ООО и действующего законодательства РФ.

Все показатели финансово-экономической деятельности НГДУ устанавливаются и утверждаются ООО.

В области планируемой производственно-хозяйственной деятельности НГДУ разрабатывает задачи на основе показателей, утвержденных ООО плана как предприятий в целом, так и для структурных подразделений цехов, служб, участков. В области материально-технического снабжения НГДУ представляет обоснованные заявки на закупки материально-технических ресурсов ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», выполнение которых зависит от финансового состояния. НГДУ предоставлена оперативная самостоятельность в процессе выполнения закрепленных за ним функций. Так как НГДУ не является юридическим лицом, оно не вправе заключить хозяйственные договора от своего имени, не исчисляет самостоятельно налоги и не представляет налоговые расчеты с декларацией в соответствующие органы.

Взаимоотношения с налоговыми, природоохранительными и другими государственными органами возложено на ООО.

НГДУ несет материальную ответственность перед ООО за нанесенный материальный ущерб.

Управление НГДУ осуществляется начальником, который назначается генеральным директором ООО.

НГДУ ведет бухгалтерскую, статистическую отчетность в порядке, установленным ООО «РН-Сахалинморнефтегаз».

Руководство НГДУ «Катанглинефтегаз» осуществляется начальником НГДУ, отвечающем за результаты производственно-хозяйственной деятельности. У руководителя предприятия имеются заместители: главный геолог, главный инженер, заместитель начальника по экономическим вопросам, заместитель начальника по общим и социальным вопросам, заместитель начальника по транспорту, заместитель директора по капитальному строительству, главный бухгалтер, главный механик, главный энергетик.

Экономические службы возглавляет главный экономист, который руководит работами по анализу и планированию производственно-хозяйственной деятельности. Ему подчинены отделы: отдел организации труда и заработной платы, планово-экономический отдел, группа по регистрации объектов недвижимости.

Главный инженер руководит всеми производственными подразделениями, ему подчиняются производственный и технический отделы, главный механик, главный энергетик.

Для организации и управления работ по капитальному строительству предусматривается заместитель начальника по капитальному строительству, которому подчинены строительно-монтажное управление (СМУ), отдел капитального строительства (ОКС).

Главный геолог и подчиненные ему отделы занимаются такими проблемами, как выбор и обеспечение главных направлений геолого-поисковых и разведочных работ, геологический контроль в процессе бурения и опробования скважин, оценка нефтегазоносности разбуриваемых площадей, разработка месторождений, обеспечение заданий по приросту запасов нефти.

Для оценки деятельности предприятия используют систему наиболее важных технико-экономических показателей. Эта система должна наиболее полно и объективно оценивать результаты деятельности НГДУ. Основные показатели деятельности предприятия приведены в таблице 21.

НГДУ «Катанглинефтегаз» ведет разработку 12 нефтяных месторождений, девять из которых с поддержанием пластового давления. В настоящий момент ввиду того, что большинство месторождений вошло в позднюю или заключительную стадии разработки, на нефтяных промыслах НГДУ «Катанглинефтегаз» требуется проведение различных мероприятий по широкому внедрению методов увеличения нефтеотдачи пластов, экономии материальных и топливно-энергетических ресурсов и снижению эксплуатационных расходов.

Организационная структура НГДУ «Катанглинефтегаз» в 2005 году

3.3 Методика расчета

Экономический эффект от перевода скважин, эксплуатирующихся установками электроцентробежных насосов российского производства на месторождении им. Р.С. Мирзоева, на эксплуатацию УЭЦН REDA достигается за счет дополнительно добытой нефти. Установки будут спущены на глубины, превышающие глубины спуска действующих установок. Действующие в настоящее время насосы работают в оптимальном для них режиме. Увеличение глубин спуска для них ведет к снижению дебитов.

Кроме того, экономический эффект будет достигнут за счет увеличения межремонтного периода работы скважин. МРП действующих установок в среднем составляет величину, близкую к 200 суткам. Планируемые к спуску установки работают в несколько раз дольше.

На месторождении им. Мирзоева более половины скважин, эксплуатирующихся установками электроцентробежных насосов, оборудованы зарубежными установками. Межремонтный период подсчитать пока невозможно, так как часть скважин после перевода на новые насосы еще не останавливалась. Существующий МРП по состоянию на 1.06.06 года уже превысил 500 суток в среднем для всех скважин, оборудованных УЭЦН REDA. На момент защиты этой дипломной работы МРП возможно превысит 600 суток.

Если брать в расчет уже достигнутый МРП, то величина экономического эффекта будет рассчитана по минимуму. Прогнозируемая величина МРП превышает достигнутую в три раза. Поэтому для расчета можно принять два варианта: МРП = 500 суток (достигнутая величина по состоянию на 1.06.06 г.) и МРП = 1500 суток (прогнозируемая величина). Представители фирмы Shlumberger не отрицают бе...