давление на выходе уэцн выше чем забойное давление
Petroleum Engineers
Вы здесь
Давление, развиваемое насосом (ЭЦН,ЭВН)
Доброго времени суток. Хочу узнать как определяется давление, развиваемое насосом и как определить «избыточное» давление на устье при работе ЭЦН, ЭВН. (как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм. А если это не вода тогда как. ). Помогите с расчетом и литературой, а то что-то я туплю.
Доброго времени суток. Хочу узнать как определяется давление, развиваемое насосом и как определить «избыточное» давление на устье при работе ЭЦН, ЭВН. (как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм. А если это не вода тогда как. ). Помогите с расчетом и литературой, а то что-то я туплю.
как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм.
Т.к. пункт б не реален, то твое утверждение не верно. Напор, развиваемый насосом, равен разнице между давлением, требующимся для подъема жидкости на поверхность (и далее до пункта сбора), и давлением на приеме насоса.
Примечание.
1. Плотность нефти брать лучше среднюю, я взял в поверхностных условиях
Вывод
1. Глубина спуска не влияет на напор, развиваемый насосом (проверь расчет, глубины спуска насоса там нет). Небольшое влияние, правда, есть, т.к. чем глубже насос, тем длиннее труба, тем больше потери на трение.
Вид напорно-расходной характеристики от плотности перекачиваемой жидкости не зависит. От неё зависит мощность, потребляемая насосом.
Вид напорно-расходной характеристики зависит от вязкости жидкости, от содержания свободного газа на приёме насоса.
Обо всём этом достаточно много написано.
Всем спасибо за ответы. Буду разбираться
как я понимаю если установлен ЭЦН5-60-1000 на глубине 1000м при перекачке воды разовьет давление 100атм и следовательно на устье будет 0атм.
Т.к. пункт б не реален, то твое утверждение не верно. Напор, развиваемый насосом, равен разнице между давлением, требующимся для подъема жидкости на поверхность (и далее до пункта сбора), и давлением на приеме насоса.
Примечание.
1. Плотность нефти брать лучше среднюю, я взял в поверхностных условиях
Вывод
1. Глубина спуска не влияет на напор, развиваемый насосом (проверь расчет, глубины спуска насоса там нет). Небольшое влияние, правда, есть, т.к. чем глубже насос, тем длиннее труба, тем больше потери на трение.
А есть ссылка на какую-нибудь литературу, где это написано?
Petroleum Engineers
Вы здесь
Рост давления на приеме насоса и снижение дебита жидкости
ЭЦН5-50-1700
Производили опрессовку лифта НКТ при помощи самого насоса. Прессует до 39 атмосфер за 30 секунд и дальше не растет. Потом остановили скважину. Давление за 1 секунду упало до 4 атмосфер. В затрубе давление 17 атмосфер. В коллекторе тоже 17.
Почему давление падает до 4 и не выравнивается с затрубным давлением?
Приветствую. Рост Рпр и снижение производительности, может быть по нескольким причинам: негермет НКТ, засорение ЭЦН и др. Если при остановке падает буферное давление, значит происходит слив жидкости в НКТ (негерметичен ОК). Какие осложнения у вас на фонде? Проверить герметичность лифта можно опрессовкой лифта при работающем УЭЦН.
Почему давление не выравнивается с затрубным?
Давление внутри лифта необязательно должно сразу выравниваться в затрубным, требуется время. Это нормальное явление и не стоит на это обращать внимание. Если вы прессуете установкой лифт, значит у вас проблема с подачей насоса. Негерметичность, во многих случаях, вызвана не дырами в НКТ, а снижением притока, либо недостаточным напором самой установки.
Почему давление не выравнивается с затрубным?
В лифте у Вас жидкость, а в затрубе газ. Плотность жидкости больше газа.
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПЛАСТ — УЭЦН
НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПЛАСТ — УЭЦН
Оптимизация работы системы пласт — УЭЦН предполагает в конечном счете создание условий в скважине, при которых отбор газожидкостной смеси равен притоку из пласта. Несмотря на кажущуюся простоту задачи, ее решение сопряжено с рядом трудностей технического и технологического порядка, специфических для каждого месторождения, а зачастую пласта и скважины.
Выше были рассмотрены экспериментальные работы по применению УЭЦН в глубоких скважинах Зайкинского, Росташинского месторождений, нефти которых характеризуются значительным газосодержанием, большими давлениями насыщения нефти газом, высокой пластовой температурой и экстремальными давлениями.
Особую категорию составляют обводненные скважины, образующие вязкие водонефтяные эмульсии, извлечение которых с помощью серийных УЭЦН также сопряжено с осложнениями.
Неблагоприятное влияние на работу УЭЦН оказывают механические примеси, неорганические соли, асфальтосмолистые соединения, а также образование парафиновых отложений, наличие в продукции скважин коррозионно-активных веществ. Перечисленные факторы требуют индивидуального подхода при решении вопросов, связанных с оптимизацией.
Имеющиеся материалы по рассматриваемой теме базируются на данных конкретных месторождений. Одна из главных задач, которая решается при подборе УЭЦН к скважине, — это определение оптимального давления на приеме насоса.
Подбор УЭЦН к скважине следует начинать с установления
оптимального значения дебита, рассчитываемого из условий
геологического, технологического и технического порядка:
прочность породы пласта, цементного камня, возможность
разгазирования нефти, обводненность продукции,
парафинообразование и т.д.
Принципиальное значение имеет параметр забойного давления, устанавливаемого в скважинах с точки зрения поддержания оптимальных условий разработки объекта. Этот параметр, как известно, обосновывается в проектах разработки месторождения.
При соблюдении линейного закона фильтрации Дарси и известном коэффициенте продуктивности пласта дебит скважины можно рассчитать по формуле
дебит скважины, м 3 /сут; К — коэффициент продуктивности пласта, м 3 /(сут-МПа); рп — пластовое давление, МПа; рс — забойное давление в скважине, МПа.
Выразив забойное давление рс через значение столба жидкости (газожидкостной смеси), можно определить динамический уровень жидкости LR при работе скважины на стационарном режиме по формуле (3.3).
По расчетному значению динамического уровня жидкости в скважине можно записать формулу для определения глубины спуска погружного центробежного электронасоса в виде
здесь hu — оптимальная глубина погружения насоса под динамический уровень жидкости, м. С этой величиной связан один из главных параметров, определяющих условия работы УЭЦН, — оптимальное давление на приеме рпр. Именно этот параметр влияет на значение фактического объемного расходного газосодержания, а значит, и на оптимальную подачу УЭЦН.
Многие исследователи под оптимальным давлением на приеме понимают такое давление, при котором УЭЦН работает в области рекомендованного КПД, подачи, температуры в течение длительного времени.
Промысловыми исследованиями [85] установлено, что с увеличением газосодержания до определенного значения, особенно в скважинах, продуцирующих обводненную нефть, происходит некоторое увеличение КПД, затем он снижается. На основании экспериментов были рекомендованы оптимальные значения газосодержания для нефтей девона, которые могут отличаться для месторождений, залегающих в других геолого-физических условиях:
Газосодержание, мЗ/м 3 Обводненность продукции, %
В работе [30], выполненной институтом «ТатНИПИнефть», приводится оптимальное газосодержание в откачиваемой жидкости для некоторых типоразмеров УЭЦН (табл. 3.15).
Для других типоразмеров газосодержание предлагается принять равным 0,106, что соответствует давлению на приеме 6,0 МПа для безводной нефти Ромашкинского месторождения.
Анализ рассмотренных материалов позволяет сделать следующие выводы:
Рис. 3.9. График изменения объемного расходного газосодержания в
жидкости в зависимости от давления на приеме насоса и обводненности
установлено существование в скважине, эксплуатируемой УЭЦН, оптимального газосодержания, часто отличающегося от рекомендаций в инструкциях по их применению;
для конкретных месторождений определены значения оптимального давления на приеме насосов;
построены графические зависимости давление — обводненность — газосодержание для ряда месторождений (рис. 3.9).
Таблица 3.15 Газосодержание в безводной нефти для УЭЦН
Газосодержание, м 3 /м 3
Давление на приеме УЭЦН, МПа
УЭЦН5-80-1200 УЭЦН5-130-1200 УЭЦН6-160-1100
В ОАО «Оренбургнефть» была апробирована методика подбора УЭЦН к скважинам, разработанная в ТатНИПИнефти. В этой методике решение дается в виде множества типоразмеров УЭЦН и глубин спуска. Количество вариантов доходит до 20 и более. При этом ни один из них не является оптимальным, так как при расчетах задаются глубины спуска УЭЦН и по ним определяются другие параметры. Видимо, следует вначале определиться со значением оптимального давления на приеме, а затем рассчитывать все другие параметры. При таком подходе глубина спуска может быть установлена с достаточной точностью.
Отработка методики оптимизации предполагает получение надежных исследовательских данных по месторождению в результате контроля за работой УЭЦН в скважинах. При этом необходимо ответить на следующие вопросы: достаточно ли точно выбрана глубина спуска УЭЦН? соответствует ли давление на приеме УЭЦН его оптимальному значению при данной обводненности продукции скважины?
О правильности выбора глубины спуска УЭЦН судят по динамическому уровню жидкости в затрубном пространстве при работающей установке. Однако замер динамического уровня жидкости серийными приборами при выпуске газа из затрубного пространства приводит к большим ошибкам в определении уровня жидкости, так как при стравливании газа образуются достаточно высокие пенные столбы. Звуковые волны от пенной поверхности хорошо отражаются и действительное положение уровня оказывается искаженным. С другой стороны, не зная плотности жидкости в затрубном пространстве в интервале динамический уровень — прием насоса, нельзя точно вычислить давление на приеме.
Для этой цели более целесообразно использовать специальное устройство, монтируемое в месте соединения насосно-компрес-сорных труб с УЭЦН перед их спуском в скважину. Устройство получило название «суфлер» и представляет собой патрубок с несколькими каналами, при определенных условиях сообщающими полость насосно-компрессорных труб, и сопрягаемым с суфлером глубинным манометром.
На рис. 3.10 показан суфлер, который состоит из специальной соединительной муфты /, предназначенной для соединения лифтовых труб и являющейся основой всего устройства; корпуса 3 с отверстиями, связанными с затрубным пространством посредством трубок 2; клапанного устройства, состоящего из трубки 4 с отверстием 8, ползуна 9, пружины 10 и головки 6. Верхняя часть корпуса 3 выполнена в виде конуса и служит посадочным гнездом для специального наконечника 5 глубинного манометра. В нормальном состоянии ползун 9 отжат пружиной 10
в верхнее положение. В
результате отверстие 8 закрыто
(внутренняя полость лифтовых
труб 12 с затрубным
пространством не сообщается).
При спуске глубинного манометра
его наконечник 5 садится на конус
корпуса 3. При этом ползун 9 под
действием веса прибора
отжимается вниз, отверстие 8
открывается, что обеспечивает
связь чувствительного элемента
прибора с затрубным
пространством. Точность посадки
наконечника манометра
Применение суфлера в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН, позволило более квалифицированно решать ряд технологических задач, в частности:
получать значения давлений на приеме и выкиде из насоса одновременно;
судить о реальном номинальном напоре насоса, работающего в скважине;
получать значения номинальной подачи насоса, отложив на характеристике подача — напор значение фактического напора;
судить о сбоях в работе скважины или насоса по результатам сравнения номинального дебита с фактическим;
оценивать оптимальную область работы насоса и принимать решение об ее изменении;
строить индикаторную кривую путем изменения давления на приеме во времени и контролировать динамику коэффициента продуктивности скважины.
Кроме того, применение суфлера описанной конструкции позволило использовать его в качестве сливного клапана. Для этого на скребковой проволоке спускается или просто
сбрасывается в НКТ металлический цилиндр, оборудованный в нижней части наконечником, аналогичным приставке к глубинному манометру. Наконечник снабжается сквозными отверстиями для перетока жидкости из НКТ в затрубное пространство. Канал для перетока образуется после посадки цилиндра с наконечником на корпус и «отжатия» шарикового запорного элемента.
Этот способ слива жидкости из НКТ более надежен, так как при известном способе вследствие накопления над сливным клапаном различных механических примесей сбить его зачастую не удается и НКТ приходится поднимать с жидкостью.
Petroleum Engineers
Вы здесь
популярно объяснить как влияет глубина спуска насоса на увеличение дебита жидкости
На обычных эцн опустить динамический уровень ниже уровня насоса нельзя. поэтому чем ниже висит насос, тем сильнее можно опустить динамический уровень, ну а дальше вы уже знаете.
Динамический уровень над приемной сеткой насоса выдерживают от 250 до 400 метров. Если этот столб жидкости выше (в условиях постоянной работы скважины) значит насос подобран неверно, т.е. его рабочие характеристики ниже продуктивности скважины, и наоборот если давления на приемной сетке не будет, то он отключится по недогрузу, т.е. продуктивности скважины не хватает и насос стоит слишком мощный.
Вобщем если позволяет давление на приемной сетке насоса, то его можно заглубить и тем самым мы можем дополнительно извлекать жидкость, поставив более мощные насос
Динамический уровень над приемной сеткой насоса выдерживают от 250 до 400 метров. Если этот столб жидкости выше (в условиях постоянной работы скважины) значит насос подобран неверно, т.е. его рабочие характеристики ниже продуктивности скважины, и наоборот если давления на приемной сетке не будет, то он отключится по недогрузу, т.е. продуктивности скважины не хватает и насос стоит слишком мощный.
Вобщем если позволяет давление на приемной сетке насоса, то его можно заглубить и тем самым мы можем дополнительно извлекать жидкость, поставив более мощные насос
В технических условиях на эксплуатацию ЭЦН Алнас точно есть цифра по уровню 400 м над насосом. Без привязки к газу. Для нормальной работы центробежному насосу необходимо давление на приеме, или т.н. подпор, который и создается столбом жидкости над насосом.
В технических условиях на эксплуатацию ЭЦН Алнас точно есть цифра по уровню 400 м над насосом. Без привязки к газу. Для нормальной работы центробежному насосу необходимо давление на приеме, или т.н. подпор, который и создается столбом жидкости над насосом.
Совершенно верно, но 400 м над насосом это тот минимальный подпор для работы ЭЦН без учета влияния всех остальных факторов.
Я тоже согласен на 400м над насосом но чем уровень больше над насосом тем больше процент воды поднимается
P.S. Кстати, а как вы собрались замерять эти 200- 400 м, если нет телеметрии? Эхолотом? В зависимости от газового фактора, а точнее от количества отсепарированного газа в затруб увеличивается погрешность измерения, вдруг вы бьете уровень пены. При выборе глубины спуска насоса ни как нельзя ориентироваться на это уровень. И почему решили что в затрубе та же водонефтяная смесь, что и на приеме насоса. При установившемся режиме откачки в затрубе скорее скапливается нефть и во многих теориях это используется как гипотеза.
Извините, а можно по-подробнее что это за газосепараторы, которые спускают в скважину, как я понял?
есть три УЭЦНа, которые отключаются по недогрузу, а поскольку давление забойное гораздо ниже давления насыщения, с уровнями полная лажа.
Извините, а можно по-подробнее что это за газосепараторы, которые спускают в скважину, как я понял?
есть три УЭЦНа, которые отключаются по недогрузу, а поскольку давление забойное гораздо ниже давления насыщения, с уровнями полная лажа.
Дебит это понятие растяжимое. Главное что бы скважина эксплуатировалась достаточно долго. Если Рзаб большое, а Рнас низкое, то достаточно спускать насос под динамический уровень, можно до Рнас что бы быстрей создать депрессию на пласт при выводе на режим. И не нужно забывать, чем глубже, тем выше температура, а это производит к быстрому нагреву двигателя. А насчёт 200-400 метров над насосом в этом я неуверен. Это скорей всего пишут в инструкциях для отмазки. Как скважину выведешь, так она работать и будет. Есть случаи что скважина работает нормально с Р над насосом 30 ат. Рзат 24 ат. Если спускать насос ниже Рнас, то нужно не забывать о газовом сепараторе и появлению парафинов.
ГНО подбиралось по очень простой схеме: при штуцировании скважина давала 60 кубов нефти-вот и спустили 60-кубовый ЭЦН=)в нашей компании ещё врядли где-либо применяется вообще какое-либо подобное програмное обеспечение, у нас только шахматки есть=)))
Petroleum Engineers
Вы здесь
Эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН с осложняющим фактором в виде высокого содержания свободного газа
Передо мной ребром стоит вопрос эксплуатации скважины с высогим ГФ, рассматривается вариант ЭЦН + газосепараторы/диспергаторы/мультифазные насосы/ осевые насосы/ струйники/ фазопреобразователи. Прошу Вас поделиться интересными статьями на данную тематику, может есть ссылки на нефтяные журналы (кроме инженерной практики, нефтяного хозяйства, нефтепромыслового дела).
Контекст
Если вдруг Вы озадачены подобной тематикой, то готов поделиться имеющейся информацией (через некоторое время будет порядка 12 статей из инженерной практики).
а газлифт не рассматривали?
Как вариант спуск насоса ниже интервала перфорации. Для охлаждения двигателя кожух
Статьи с опытом использования можно поискать на onepetro
а газлифт не рассматривали?
Месторождение запущено в пром. эксплуатацию, смена способа добычи недропользователем не планируется, больше всего недропользователя интересует, что можно было бы применить вместе с УЭЦН. Для расширения вариантов может и стоило бы рассмотреть, но остро встанет вопрос экономической целесобразности этого.
Как вариант спуск насоса ниже интервала перфорации. Для охлаждения двигателя кожух
Статьи с опытом использования можно поискать на onepetro
Благодарю за комментарий. Построю модельку, сайт гляну.
Если скважина с большим давлением, диаметр ствола побольше бурите. На ЭЦН устанавливаете цикличный включатель. В зависимости от уровня жидкости в стволе, ЭЦН будет периодически включаться и отключаться.
Вот это можно посмотреть
Вот это можно посмотреть
Благодарю, сейчас почитаю.
Если вдруг Вы озадачены подобной тематикой, то готов поделиться имеющейся информацией (через некоторое время будет порядка 12 статей из инженерной практики).
прошу выслать информацию на reliy0505@gmail.com
Коллеги, необходим совет
Факторы:
Динамический Уровень отбить не можем (некорректно) СУДОС и МИКОН;
При повышении давления в затрубе растёт давление на приеме УЭЦН.
Вопрос:
1. Как корректно замерить Ндинамич чтобы понять почему давление на приеме ростет с увеличением давления в затрубе-?
2. Что лучше предпринять для устранения эффекта «пены» в затрубе-?
Заранее всем спасибо.
Судя по вашим параметрам установка работает нормально. Можно даже увеличивать частоту до максимальной, компенсируем часть недостатка напора. Что вас тревожит? Пусть себе работает на здоровье!
Скорее нестабильное давление на приеме.
Давление снижается при неизменных параметрах (т.е. частота неизменна), «штуцер» тоже
Судя по вашим параметрам установка работает нормально. Можно даже увеличивать частоту до максимальной, компенсируем часть недостатка напора. Что вас тревожит? Пусть себе работает на здоровье!
Да, работает пока без проблем. Давление на приеме ниже 50 не хотел опускать. Да и нестабильно сейчас начала себя вести скважина. Если ранее давление держалось, то при 50Гц уже такой стабильности нет. На приеме давление «гуляет» 55-58 атм. Тенденция в сторону снижения давления
Это нормальное явление, здесь тревожиться не нужно. Защита ЗСП у вас выставлена на сколько?