Янв 14
Добрый день!
Нужна помощь. Хочу попробовать перевести пару скважин на ЭЦН, так как межремонтный период скважин оборудованых ШГН не превышает 4-6 месяцев. Пробовали менять тип насосов, НКТ, штанг, глубину подвески, хвостовика, ставить газопесочный якорь, но результат один - стираются НКТ, муфты или разбивается клапан в седле.
Нужна методика, литература по подбору ЭЦН, можно и на английском, хотя это займет больше времени. Поиск по сайту дал некоторое количество битых ссылок на внешние сайты. И если есть какие нибудь ссылки на демо программы. Буду очень благодарен.
После внедрения отпишу о результатах с техническими данными, если это будет кому-нибудь интересно.
Опубликовано
07 Янв 2014
Активность
20
ответов
12885
просмотров
8
участников
0
Рейтинг
Есть хорошая книга - Gabor Takacs - Electrical Submersible Pumps Manual - ссылка https://mega.co.nz/#!zRV1kDAA!V1a43AIAYi8aWLDrTn6nFhIAKpgAqUmeHSmeGCRCaFE
Каталог ЭЦН фирмы Борец здесь - http://www.mediafire.com/view/p2sc2wata6d6jtw/catalogue.pdf
Спасибо, книга наверное действительно хорошая, 400 страниц и не старая. Есть примеры Design of ESP installations.
Осталось распечатать и засеть на недельку с карандашем.
Кстати, посоветуйте с кем лучше работать: Борец, Новомет, Алнас? Интересует больше надежность оборудования
Насколько я помню все три компании входят в один концерн, обычно специалисты Борец сами подбирают оборудование под ваши нужды, причем часто получается сборная солянка - эцн Борец, кабель - Новомет и т.д. Есть у них и возможность аренды.
Касательно сроков работы не подскажу - у меня несколько другой профиль, могу только посоветовать при наличии финансов ставить сразу телеметрию с замером давления и температуры на приеме и выкиде насоса. Тогда не придется платить сервисным компаниям за ГДИ и самим не мучаться с отбивкой уровня.
Кстати, откуда можно выцепить аналитические формулы для подсчета кривой VLP (Vertical Lift Performance) в частности для ЭЦН? Необходимо сделать верхнюю оценку для Q_liquid @ transient regime, потому как в последнем знаменатель в ноль уходит при малом времени.
Есть технология, которая позволяет увеличить МРП (есть подтверждения) -VLT SALT. Кратко: http://www.pmcsalt.com/documents/SALT%20in%20Innovator47.pdf
Если интересно, нужны подробности - обращайтесь.
Советую ознакомиться с программой SubPUMP. Это стандартный софт для подбора ЭЦН во многих компаниях, например, в Шелл. С программой идет очень полезный мануал по подбору насосов. И программа и мануал есть на русском языке.
Что касается Вашей задачи, то я бы посмотрел, почему выходят из строя ШГНы. Из-за выноса песка, из-за отложения солей, из-за коррозии, из-за кривизны скважин. Если вы просто замените ШГН на ЭЦН, то этим Вы, скорей всего, не решите проблему.
Beggs "Production Optimisation using Nodal Analysis"
Economides "Petroleum Production Systems"
K. Brown "The Technology of Artificial Lift Methods"
James Brill "Multiphase Flow in Wells"
Вообще, зная параметры пласта, в качестве ОПИ на одной скважине отечественный ЭЦН можно подобрать грубо говоря на листке бумаги минут за 5))). Зная пластовое, текущий дебит, обводненность плюс динамику, ну и газовый фактор с давлением насыщения).Работаю в Автотехнологе, но чаще поступаешь так: при изменении типоразмера по существующим данным прикидываешь типоразмер установки, а затем в программе делаешь подбор уже больше для официальной заявки на оборудование.
Но главный вопрос, как уже отмечалось, возможно проще разобраться с причинами отказов ШГН. Если в основном истирание НКТ колонной НШ, то это кривизна ж чаще всего, а ЭЦН довольно критичен в этом смысле, особенно в интервале установки. Если коррозия, то у ЭЦН больше слабых мест, взять хотя бы КРБК.
И разбивается клапан в седле, если всасывающий, то проблема не в некачественной подгонке случайно(низкая посадка плунжера)? Если плунжер бьет по клапану, то долго последний не протянет!
Небольшая деталь внутри этой темы:
У меня есть вопрос по поводу подбора оптимальной частоты для ЭЦН. Т.е. такой, на которой расходуема мощность будет не больше по затратам, чем прибыль от дебита.
Но я не знаю, с какой стороны подойти к этому: отталкиваться от КПД? тогда КПД чего - насоса? двигателя? и у каждого из них КПД максимальный будет на разных частотах...
Без программы такой расчет будет выполнить сложно. Пробовал описать алгоритм, получается много букв )).
Вам нужно рассмотреть минимум три сценария с минимальной, средней и максимальной частотой, определить дебит скважины и напор, развиваемый насосом, для каждой частоты. Зная напор, развиваемый насосом, можно определить потребляемую мощность. Тогда Вы сможете прикинуть экономику, т.к. у вас будут значения дебита и потребляемой мощности.
Спасибо за советы. Да, они сами подбирают, но перепроверить как-то товарищей думаю не повредит, да и самому хотелось бы в этом разобраться, но времени как всегда на такое очень мало.
Еще найти бы SubPUMP. В другой компании на корпоративном ноутбуке был автотехнолог, вопросов не возникало с этим.
Причины. Кривизна скважин небольшая, практически все вертикальные и глубина 1800 м. Пытался систематизировать интервалы истирания железа в каждой скважине и в совокупности, нет вижу системности. Каждый раз интервалы разные в одной и той же скважине. НКТ новые или старые особо на МРП тоже не влияют. Коррозия? НКТ отработанные 5 лет в фонтанной скважине практически как новые, немного срастаются в резьбовых, но пару ударов чем-то и легко откручиваются. Есть системность в МПР от обводненности. При обводненности до 50% МПР 8 месяцев и более, при > 85-87% только 2-3 месяца. Вода минерализованная, хлоркальциевого типа, но все что поднимаешь из скважины без каких либо видимых отложений.
К сожалению автотехнолога нет. Если даже истирание НКТ колонной НШ из-за кривизны, то насос выше не воткнешь, так как хвостовик уже более 500 м под интервал перфорации 1800 м.
Без хвостовика стакан воды с забоя не выносится. Пробовали уменьшать хвостовик без изменения глубины спуска насоса, результат обратно пропорционален qн. Увеличить отборы не могу, так как резко повышается обводненность, вымываются цементные мосты и т.п.
А почему ЭЦН критичен к кривизне в интервале установки?
1. максимальную частоту понятно как определить (выше которой насос уже будет перегружать двигатель). как определить минимальную частоту (т.е. ту, на которой обеспечится наш напор?)
2. с поправками на газ и вязкость я найду Q и H на этих частотах. и что дальше? мне смотреть по удельным - P/Q? но удельные будут увеличиваться с увеличением частоты. и как мне определить, что вот начиная с такого-то значния - уже не оптимально нам работать? или я не правильно вас поняла?
3. Это все мы говорим про насос. но есть же еще оптимальная частота для двигателя. я думала, что мы ее можем найти так: подсчитываем загрузку на разных частотах и выбирваем ту, при которой у нас кривая КПД максимальна. и фиксируем частоту при которой эта загрузка была рассчитана.
Но все это как-то по-отдельности: отдельно насос, отдельно двигатель. а ведь еще и кабель есть....
Если можно взглянуть на ваши наброски, где много букв - будет здорово, конечно.
При определении макс частоты тока Вам нужно проверить, будет ли приток из пласта соответствовать возросшей производительности насоса, или насос будет откачивать больше жидкости, чем приток, и отключаться из-за низкого давления на приеме.
Второй момент, при увеличении частоты тока и увеличении производительности насоса забойное давление снизится, возможно, в скважине на приеме насоса в результате будет больше свободного газа, и насос не сможет перекачивать требуемый объем смеси.
Для определения минимальной частоты тока можно проверить, как снижается напор при уменьшении частоты. На определенной частоте напора перестанет хватать, чтобы поднимать жидкость на поверхность. Это и будет частота тока, ниже которой нельзя уходить.
Хорошо, мин и макс частоту найду.
Но как определить, какая частота будет оптимальной в этих границах?
Я так понимаю нужно смотреть по мощности: дескать, на какой-то частоте уже нам будет нерентабельнно добывать наш дебит, затрачивая такую мощность.
Возможно, совсем от другого отталкиваются..
[/quote]
К сожалению автотехнолога нет. Если даже истирание НКТ колонной НШ из-за кривизны, то насос выше не воткнешь, так как хвостовик уже более 500 м под интервал перфорации 1800 м.
Без хвостовика стакан воды с забоя не выносится. Пробовали уменьшать хвостовик без изменения глубины спуска насоса, результат обратно пропорционален qн. Увеличить отборы не могу, так как резко повышается обводненность, вымываются цементные мосты и т.п.
А почему ЭЦН критичен к кривизне в интервале установки?
[/quote]
Критичен потому что могут возникнуть изгибающие напряжения вала насоса, что в худшем случае может привести к клину насоса либо со временем к усталости металла вала и его слому. Но это при ваших глубинах ( соответственно напорах) не менее 1-2 град/10м темп набора кривизны. Хотя иногда установки и в кривизне работают до 1500 сут)
Кстати,если такая потребность в хвостовике, и если подбором установки ЭЦН будут заниматься подрядчики, то можете предложить вариант спуска ЭЦН с хвостовиком, тк если спустите ниже интервала перф, то ПЭД будет сильно греться, плюс в любом случае мех примеси. Для спуска с хвостовиком на ПЭД ставиться кожух, герметизируясь выше приемного модуля ЭЦН, с кожуха вниз переводник на НКТ
Возможный алгоритм
1. Частота тока 50 Гц
2. Определяете забойное давление, дебит скважины по нефти, производительность насоса в условиях на его приеме, развиваемый напор, потребляемую двигателем мощность. Рассчитываете затраты на эл. энергию и выручку от реализации нефти.
3. Повторяете расчет для макс частоты.
4. И для минимальной частоты
После этого можно делать выводы.
Данный подход не учитывает:
1.Более интенсивный износ насоса при работе на повышенных частотах, возможно, с большим количеством газа и мех. примесей.
2. Более интенсивный нагрев двигателя при работе на пониженных частотах и его более вероятный отказ.
Кто то может пояснить влияние содержания ароматических углеводородов в нефти на насос?