Calcul de la sélection de uesn au puits. Sélection de uesn au puits. Analyse des causes d'échec de l'ESP
Ministère de l'éducation et des sciences de la Fédération de Russie
Établissement d'enseignement budgétaire de l'État fédéral
enseignement professionnel supérieur
"Université d'État de Sakhaline"
Institut technique du pétrole et du gaz
Département des affaires pétrolières et gazières
Travail de cours
Calcul de l'installation d'une pompe centrifuge électrique pour le puits n° 96 du champ Odoptu-Susha
Larionov D.F.
conseiller scientifique
Novikov D.G.
Ioujno-Sakhalinsk 2015
Introduction
Chapitre 1. Installations d'électropompes submersibles
1 Schéma général d'installation d'une électropompe centrifuge submersible
2 Pompe centrifuge électrique (ESP)
3 Séparateur de gaz
1.4 Protection hydraulique et moteur électrique submersible (SEM)
5 Système de télémétrie (TMS)
1.6 Vanne de vidange et clapet anti-retour
8 Poste de commande et transformateur
Chapitre 2. Partie règlement
1 Données initiales pour le calcul de l'installation d'une pompe centrifuge électrique pour le puits n ° 96 du champ Odoptu-Susha
2 Sélection des équipements et sélection des unités d'installation ENC
3 Vérification de la dimension diamétrale de l'équipement submersible
4 Vérification des paramètres du transformateur et de la station de contrôle
Chapitre 3. Sécurité
1 Protection du travail pendant le fonctionnement des installations de pompes centrifuges de forage
Conclusion
Liste des sources utilisées
Introduction
L'exploitation de puits avec des installations de pompes centrifuges submersibles (ESP) est actuellement la principale méthode de production de pétrole en Russie. Ces installations extraient environ les deux tiers de la production annuelle totale de pétrole de notre pays jusqu'à la surface.
Les pompes de forage centrifuges électriques (ESP) appartiennent à la classe des pompes à palettes dynamiques, caractérisées par des débits élevés et des têtes inférieures par rapport aux pompes volumétriques.
La plage de livraison des pompes centrifuges électriques de fond de trou est de 10 à 1000 m 3 /jour et plus, la tête peut atteindre 3500 m. Dans la zone de livraison de plus de 80 m 3 /jour, l'ESP a le rendement le plus élevé parmi toutes les méthodes mécanisées de production de pétrole. Dans la plage de débit de 50 à 300 m 3 /jour, le rendement de la pompe dépasse 40 %.
La sélection de l'ESP au puits au niveau actuel est associée à la mise en œuvre de calculs relativement longs et fastidieux et est réalisée à l'aide d'un ordinateur.
L'une des conditions les plus importantes pour l'utilisation efficace des ESP est la sélection correcte des ESP pour un puits, c'est-à-dire le choix pour chaque puits spécifique de ces tailles standard interdépendantes d'une pompe, d'un moteur électrique avec protection hydraulique, d'un câble, un transformateur, des conduites de relevage du parc d'équipements existant, et une telle profondeur de descente de la pompe dans le puits, qui assurera le développement du puits et le taux technologique de prélèvement de fluide (débit nominal) de celui-ci dans le fonctionnement en régime permanent de le puits - système ESP au moindre coût.
La sélection de l'ESP au puits au niveau actuel est associée à la mise en œuvre de calculs relativement longs et fastidieux et est réalisée à l'aide d'un ordinateur.
Chapitre 1. Installations d'électropompes submersibles
1 Schéma général d'installation d'une électropompe centrifuge submersible
À ce jour, un grand nombre de schémas différents et de modifications des unités ESP ont été proposés. La figure 1 montre l'un des schémas d'équipement d'un puits de production avec une pompe électrique centrifuge submersible.
Figure 1 - Schéma d'installation d'une pompe centrifuge submersible dans un puits
Moteur électrique submersible (SEM) 2, protecteur 3, écran d'admission 4 avec séparateur de gaz 5, pompe 6, tête de pêche 7, clapet anti-retour de pompe 8, vanne de vidange 9, tube de production (tube) 10, coude 11, conduite d'écoulement 12, tête de puits clapet anti-retour 13, manomètres 14 et 16, raccords de tête de puits 15, ligne de câble 17, boîtier de ventilation de connexion 18, poste de contrôle 19, transformateur 20, niveau de fluide dynamique dans le puits 21, courroies 22 pour attacher la ligne de câble au tubage et au pompage unité et chaîne de puits d'exploitation 23.
Pendant le fonctionnement de l'unité, la pompe 6 pompe le liquide du puits vers la surface à travers le tubage 10. La pompe 6 est entraînée par un moteur électrique submersible 2, dont l'énergie électrique est fournie depuis la surface via le câble 17. Le moteur 2 est refroidi par l'écoulement des produits du puits. L'équipement électrique au sol - poste de commande 19 avec transformateur 20 - est conçu pour convertir la tension du réseau électrique de terrain en une valeur qui fournit la tension optimale à l'entrée du moteur électrique 2, en tenant compte des pertes dans le câble 17, ainsi pour contrôler le fonctionnement de l'installation submersible et sa protection dans les modes anormaux.
La teneur maximale en gaz libre à l'entrée de la pompe, autorisée par les conditions techniques domestiques, est de 25 %. S'il y a un séparateur de gaz à l'admission de l'ESP, la teneur en gaz admissible augmente à 55 %. Les fabricants étrangers d'ESP recommandent l'utilisation de séparateurs de gaz dans tous les cas où la teneur en gaz à l'entrée est supérieure à 10 %.
2 Pompe centrifuge électrique (ESP)
La section de module de la pompe (Figure 2) se compose d'un corps 1, d'un arbre 2, d'ensembles de marches (roues - 3 et aubes directrices - 4), d'un palier supérieur 5, d'un palier inférieur 6, d'un support axial supérieur 7 , une tête 8, une base 9, deux nervures 10 (servent à protéger le câble des dommages mécaniques) et des anneaux en caoutchouc 11, 12, 13.
Figure 2 - Schéma du module-section de la pompe
Cadre; 2 - arbre; 3 - roue de travail; 4 - appareils de guidage;
Roulement supérieur; 6 - roulement inférieur; 7 - support supérieur axial; 8 - tête; 9 - base; 10 - côtes; 11, 12, 13 - anneaux en caoutchouc.
Les roues se déplacent librement le long de l'arbre dans la direction axiale et sont limitées en mouvement par les aubes directrices inférieures et supérieures. La force axiale de la roue est transmise à l'anneau de textolite inférieur puis à l'épaulement de l'aube directrice. En partie, la force axiale est transférée à l'arbre en raison du frottement de la roue sur l'arbre ou du collage de la roue sur l'arbre en raison du dépôt de sels dans l'espace ou de la corrosion des métaux. Le couple est transmis de l'arbre aux roues par une clé en laiton incluse dans la rainure de la roue. La clé est située sur toute la longueur de l'ensemble de roue et se compose de segments de 400 à 1000 mm de long.
Les aubes directrices sont articulées entre elles le long des parties périphériques, dans la partie inférieure du carter elles reposent toutes sur le palier inférieur 6 (figure 2) et l'embase 9, et sont serrées dans le carter par le haut à travers le carter de palier supérieur .
Les roues et les aubes directrices des pompes standard sont en fonte grise modifiée et en polyamide modifié par rayonnement, les pompes résistantes à la corrosion sont en fonte modifiée TsN16D71KhSh de type "niresist".
Les arbres des modules de section et des modules d'entrée pour les pompes conventionnelles sont en acier combiné à haute résistance résistant à la corrosion OZKh14N7V et sont marqués "NZh" à la fin. "M".
Les arbres des modules-sections de tous les groupes de pompes, ayant les mêmes longueurs de corps de 3, 4 et 5 m, sont unifiés. Les arbres des modules de section sont interconnectés, un module de section est relié à l'arbre du module d'entrée (ou à un arbre séparateur de gaz), l'arbre du module d'entrée est relié à l'arbre d'hydroprotection du moteur au moyen d'accouplements cannelés. La connexion des modules entre eux et le module d'entrée avec le moteur est bridé. L'étanchéité des connexions (sauf pour la connexion du module d'entrée avec le moteur et du module d'entrée avec le séparateur de gaz) est réalisée avec des anneaux en caoutchouc.
3 Séparateur de gaz
Pour pomper le fluide de formation contenant plus de 25% (jusqu'à 55%) de gaz libre au niveau de la grille du module d'entrée de la pompe, un module de pompage - un séparateur de gaz est connecté à la pompe (Figure 3).
Figure 3 - schéma du bloc séparateur de gaz
Tête; 2 - sous; 3 - séparateur; 4 - corps; 5 - arbre; 6 - réseau; 7 - appareils de guidage; 8 - roue; 9 - tarière; 10 - roulement; 11 - base.
Le séparateur de gaz est installé entre le module d'entrée et le module de section. Les séparateurs de gaz les plus efficaces sont du type centrifuge, dans lesquels les phases sont séparées dans le champ des forces centrifuges. Dans ce cas, le liquide est concentré dans la partie périphérique, et le gaz est concentré dans la partie centrale du séparateur de gaz et est éjecté dans l'espace annulaire. Les séparateurs de gaz de la série : pompe modulaire-séparateur de gaz (MNG) ont un débit maximum de 250¸ 500 m 3 /jour, un facteur de séparation de 90%, un poids de 26 à 42 kg.
4 Protection hydraulique et moteur électrique submersible (SEM)
Le moteur de l'unité de pompage submersible est composé d'un moteur électrique et d'une protection hydraulique. Moteurs électriques (Figure 4) submersible triphasé à cage d'écureuil bipolaire rempli d'huile version conventionnelle et résistante à la corrosion de la série unifiée de PED et dans la version habituelle de la série de rénovation PED L. La pression hydrostatique dans la zone de travail n'est pas plus de 20 MPa. Puissance nominale de 16 à 360 kW, tension nominale 530-2300 V, courant nominal 26-122,5A.
Figure 4 - Schéma du bloc moteur électrique de la série PEDU
palier de butée ; 6 - couvercle d'entrée de câble ; 7 - liège; 8 - bloc d'entrée de câble ; 9 - rotor; 10 - stator; 11 - filtre; 12 - base.
L'hydroprotection (Figure 5) des moteurs SEM est conçue pour empêcher la pénétration de fluide de formation dans la cavité interne du moteur électrique, pour compenser les variations de volume d'huile dans la cavité interne dues à la température du moteur électrique et pour transférer couple de l'arbre du moteur électrique à l'arbre de la pompe.
L'hydroprotection est constituée soit d'un protecteur, soit d'un protecteur et d'un compensateur. Il existe trois versions de l'hydroprotection.
Figure 5 - Schéma du groupe de protection hydraulique :
a - type ouvert; b - type fermé. A - chambre haute; B - chambre inférieure; 1 - tête; 2 - garniture mécanique ; 3 - mamelon supérieur; 4 - corps; 5 - mamelon moyen ; 6 - tige ; 7 - mamelon inférieur; 8 - base; 9 - tube de raccordement; 10 - diaphragme.
Premièrement: se compose de protecteurs P92, PK92 et P114 (type ouvert) de deux chambres. La chambre supérieure est remplie d'un liquide barrière lourd (densité jusqu'à 2 g/cm 3 , non miscible avec le fluide de formation et l'huile), la chambre inférieure est remplie d'huile, de même que la cavité du moteur électrique. Les chambres sont communiquées par un tube. Les variations des volumes du diélectrique liquide dans le moteur sont compensées par le transfert du liquide barrière dans la protection hydraulique d'une chambre à l'autre.
Le second est constitué de protecteurs P92D, PK92D et P114D (type fermé), dans lesquels des membranes en caoutchouc sont utilisées, leur élasticité compense le changement de volume du diélectrique liquide dans le moteur.
Troisièmement : l'hydroprotection 1G51M et 1G62 se compose d'un protecteur placé au-dessus du moteur électrique et d'un compensateur fixé au bas du moteur électrique.
Le système de joint mécanique offre une protection contre la pénétration de fluide de formation le long de l'arbre dans le moteur électrique. Puissance transmise de la protection hydraulique 125¸ 250 kW, poids 53¸ 59 kg.
5 Système de télémétrie (TMS)
Le système de télémétrie (TMS) est conçu pour contrôler certains paramètres technologiques des puits équipés d'ESP (pression, température, vibration) et protéger les unités submersibles des modes de fonctionnement anormaux (surchauffe du moteur électrique ou baisse de la pression du fluide à l'aspiration de la pompe en dessous le niveau autorisé).
Le système TMS se compose d'un transducteur de fond qui transforme la pression et la température en un signal électrique décalé en fréquence, et d'un dispositif de surface qui agit comme une alimentation électrique, un amplificateur de signal et un dispositif de contrôle de la pression et de la température pour la pompe électrique submersible.
Le transducteur de pression et de température de fond (PDT) est réalisé sous la forme d'un conteneur cylindrique étanche placé dans la partie inférieure du moteur électrique et relié au point zéro de son enroulement statorique.
Le dispositif au sol, installé dans le dispositif SHGS complet, fournit la formation de signaux pour l'éteindre et éteindre la pompe en fonction de la pression et de la température.
Le réseau d'alimentation électrique du moteur submersible est utilisé comme ligne de communication et alimentation électrique pour le capteur submersible (PD).
6 Vanne de vidange et clapet anti-retour
La vanne de vidange (Figure 7) est conçue pour vidanger le liquide du tube lors du levage de l'ESP du puits.
La vanne de vidange se compose d'un corps 1 avec un raccord 2 vissé à l'intérieur, qui est scellé par un anneau en caoutchouc 3.
Avant de soulever l'ESP du puits, l'extrémité de l'étranglement située dans la cavité interne de la vanne est renversée (se casse) en laissant tomber un outil spécial dans le puits et le liquide de la colonne de tubage s'écoule par le trou du s'étouffer dans l'espace du tuyau.
La vanne de vidange est installée entre le clapet anti-retour et le tube de production.
Pendant la durée du transport, la vanne de vidange est fermée avec les couvercles 4, 5.
Figure 7 - Schéma de l'ensemble vanne de vidange
Cadre; 2 - montage ; 3 - anneau en caoutchouc; 4.5 - couvertures.
Clapet anti-retour.
Le clapet anti-retour (Figure 8) est conçu pour empêcher la rotation inverse (turbine) des roues de la pompe sous l'influence d'une colonne de liquide dans la conduite de pression lorsque la pompe s'arrête et faciliter son démarrage ultérieur ; il est utilisé pour pressuriser tester la colonne de production après que l'installation est descendue dans le puits.
Le clapet anti-retour se compose d'un corps 1 d'un siège caoutchouté 2, sur lequel repose la plaque 3. La plaque a la possibilité d'un mouvement axial dans le manchon de guidage 4.
Sous l'influence du débit du liquide pompé, la plaque monte, ouvrant ainsi la vanne. Lorsque la pompe s'arrête, le clapet tombe sur le siège sous l'influence de la colonne de liquide dans la conduite de refoulement et la soupape se ferme. Un clapet anti-retour est installé entre la partie supérieure de la pompe et la vanne de vidange. Pendant la durée du transport, le clapet anti-retour est fermé avec les couvercles 5 et 6.
Figure 8 - Schéma de l'ensemble du clapet anti-retour
7 Câble
La ligne de câble est un ensemble de câble enroulé sur un tambour de câble.
L'ensemble de câbles se compose du câble principal - câble rond (Figure 9a) (PKBK), isolation en polyéthylène, armé, rond ou plat - câble plat en polyéthylène armé (KPBP) (Figure 9b), un câble plat attaché à celui-ci avec une entrée de câble manchon (câble d'extension avec embrayage).
Illustration 9 - Câbles
a - rond, b - plat.
Noyau, 2 - isolation, 3 - coque, 4 - oreiller, 5 - armure.
Le câble est constitué de trois âmes, chacune ayant une couche isolante et une gaine ; coussins en tissu caoutchouté et armure. Trois conducteurs isolés d'un câble rond sont torsadés le long d'une ligne hélicoïdale et les conducteurs d'un câble plat sont posés en parallèle sur une rangée.
Le câble KFSB avec isolation PTFE est conçu pour fonctionner à des températures ambiantes jusqu'à + 160˚С.
L'ensemble de câbles est équipé d'un presse-étoupe unifié K38 (K46) de type rond. Dans le boîtier métallique du raccord, les conducteurs isolés du câble plat sont scellés hermétiquement avec un joint en caoutchouc.
Des cosses enfichables sont fixées aux fils conducteurs.
Le câble rond a un diamètre de 25 à 44 mm. Taille de câble plat de 10,1x25,7 à 19,7x52,3 mm. Longueur nominale de construction 850, 1000¸ 1800 m.
1.8 Poste de commande et transformateur
Les dispositifs complets de la station de contrôle et du transformateur assurent la mise en marche et l'arrêt des moteurs submersibles, le contrôle à distance depuis la salle de contrôle et le contrôle du programme, le fonctionnement en modes manuel et automatique, l'arrêt en cas de surcharge et d'écart de la tension secteur supérieur à 10% ou inférieur 15% du nominal, contrôle du courant et de la tension, ainsi qu'une signalisation lumineuse extérieure d'un arrêt d'urgence (y compris avec un système thermométrique intégré).
Le poste de transformation intégré pour pompes submersibles (KTPPN) est conçu pour fournir de l'électricité et protéger les moteurs électriques des pompes submersibles à partir de puits simples d'une capacité de 16¸ 125 kW inclus.
Haute tension nominale 6 ou 10 kV, limites de régulation moyenne tension de 1208 à 444 V (transformateur TMPN100) et de 2406 à 1652 V (TMPN160). Poids avec transformateur 2705 kg.
Chapitre 2. Partie règlement
1 Données initiales pour le calcul de l'installation d'une pompe centrifuge électrique pour le puits n ° 96 du champ Odoptu-Susha
Lors de la sélection d'un ESP, les données initiales suivantes sont requises :
Densité, kg/m 3 :
huile séparée -850
gaz dans des conditions normales -1
Coefficient de viscosité, m 2 / s ∙ 10-5
huile - 5.1
Débit de puits prévu, m 3 / jour - 120
Coupe d'eau de production du réservoir, fraction d'unité - 0,5
GOR, m 3 / m 3 - 42
Facteur de volume d'huile, unités - 1,23
Profondeur de l'emplacement de la couture (trous de perforation), m - 2250
Pression du réservoir MPa - 11,2
Pression de saturation, MPa - 5
Température du réservoir et gradient de température, ºС - 50, 0,02
Coefficient de productivité, m 3 / MPa - 21
Pression tampon (annulaire), MPa - 1.1/1.1
Dimensions de la colonne de tubage, mm - 130
Viscosité effective du mélange, m 2 / s * 10-5-4.1
2.2 Sélection des équipements et sélection des unités d'installation ENC
La sélection de l'unité ESP s'effectue dans l'ordre suivant :
La masse volumique du mélange est déterminée dans la section "fond de puits - aspiration de la pompe" en tenant compte des simplifications :
Pcm = (1 - r) + rg r, (3.1)
où ρi est la masse volumique de l'huile séparée, kg/m3 ;
ρv - densité de l'eau de formation ;
ρg - densité de gaz dans des conditions standard ;
Г - teneur en gaz volumétrique actuelle ; - coupe d'eau du fluide de formation.
ρcm \u003d (1-0,18) + 1 0,18 \u003d 771 kg/m 3
La pression de fond de trou est déterminée, à laquelle le débit de puits donné est assuré :
Рzab = Рpl-Q / Kprod, (3.2)
où Rpl - pression de formation, MPa - débit de puits donné, m 3 /jour ;
Кprod - facteur de productivité du puits, m 3 /MPa.
Рzab \u003d 11,2-120 / 21 \u003d 5,49 MPa \u003d 5,5 106 Pa
La profondeur de l'emplacement du niveau dynamique est déterminée pour un débit de liquide donné :
NDIN \u003d Lskv - Rzab / Rcm g. (3.3)
où : Lwell - profondeur de la formation, m
Ndin \u003d 2250-5,5 106 / 771 9,8 \u003d 1523 m
La pression à l'entrée de la pompe est déterminée, à laquelle la teneur en gaz à l'entrée de la pompe ne dépasse pas le maximum autorisé pour une région donnée et un type de pompe donné (par exemple, G = 0,15) :
Ppr \u003d (1 - G) P NAS, (3.4)
(lorsque l'exposant du dégazage du fluide du réservoir est t = 1,0), où : Psat - pression de saturation, MPa.
Рpr \u003d (1-0,15) 5 \u003d 4,25 MPa \u003d 4,25 106 Pa
La profondeur de suspension de la pompe est déterminée :
HDIN + Rpr / Rcm g (3,5)
pompe centrifuge électrique submersible
L \u003d 1523 + 4,25 106 / 771 9,8 \u003d 1124 m
La température du fluide de formation à l'aspiration de la pompe est déterminée :
où Тm - température de formation, °С; Gt - gradient de température, °С/1m.
T \u003d 50- (2250-1124) 0,02 \u003d 27,5 ° C
Le coefficient volumétrique du liquide est déterminé à la pression à l'entrée de la pompe :
où B est le coefficient volumétrique de l'huile à la pression de saturation, est la coupe d'eau volumétrique du produit ;
Рpr - pression à l'entrée de la pompe, MPa;
Rnas - pression de saturation, MPa.
B*=0.5+(1-0.5)=1.1
Le débit de fluide à l'entrée de la pompe est calculé :
(3.8)
pr \u003d 120 1,1 \u003d 132 m 3 / jour \u003d 0,0015 m 3 / s
La quantité volumétrique de gaz libre à l'entrée de la pompe est déterminée :
où G est le facteur gaz, m 3 / m 3 .pr \u003d 42 = 6,3 m 3 / m 3
La teneur en gaz à l'entrée de la pompe est déterminée :
βin = 1 / [(1+4.25/5) /1.1) / 6.3+1]=0.8
Le débit de gaz à l'entrée de la pompe est calculé :
g.pr.s \u003d 132 0,8 / (1-0,8) \u003d 528 m 3 / s
La vitesse réduite des gaz dans la section de la colonne de tubage à l'entrée de la pompe est calculée :
(3.12)
où fskv est la section transversale du puits à l'entrée de la pompe.
rms = π d2/4,
où : d - diamètre du tubage, msv = 3,14 0,132/4 = 0,013 m 2
C \u003d 528 / 0,013 \u003d 40615 m / jour \u003d 0,47 m / s
La véritable teneur en gaz à l'entrée de la pompe est déterminée :
où Sp est la vitesse de remontée des bulles de gaz, en fonction de la coupe d'eau de la production du puits (Sp=0,02 cm/s à b<0,5 или Сп = 0,16 см/с при b>0,5).
φ = 0,8/=0,8
Le travail du gaz est déterminé dans la section "trou de fond - admission de la pompe":
Pr1 = 5[-1]=2,35 MPa
Le travail du gaz dans la section "injection pompe - tête de puits" est déterminé :
Les valeurs avec l'indice "buf" se réfèrent à la section transversale de la tête de puits et sont la pression "tampon", la teneur en gaz, etc.
V*buf=0,5+(1-0,5)=1,05
βbuf = 1/[((1+4.25/5)/1.05)/32.8+1]=0.95
φbuf = 0,95/=0,95
Pr2 = 5[-1]=3 MPa
La pression de pompe requise est déterminée :
où Hdin - la profondeur du niveau dynamique;
P6uf - pression tampon ;
Pg1 - pression de fonctionnement du gaz dans la section "trou de fond - admission de la pompe" ;
Pg2 - pression de fonctionnement du gaz dans la section "injection de pompe - tête de puits".
En fonction du débit de la pompe à l'entrée, de la pression requise (tête de pompe) et du diamètre intérieur de la colonne de tubage, la taille de la pompe centrifuge submersible est sélectionnée. [Figure 10 Caractéristiques des pompes centrifuges, paramètres des pompes de type ETsNA, ETsNAK TU 3631-025-21945400-97].
Les valeurs caractérisant le fonctionnement de cette pompe en mode optimal (débit, pression, rendement, puissance) et en mode alimentation égales à "O" (pression, puissance) sont déterminées.
Nouveau=475 m, ηov=0,60, Nov=15kW
Le coefficient de variation du débit de la pompe est déterminé lors d'un fonctionnement sur un mélange huile-eau-gaz par rapport à la caractéristique de l'eau:
où ν est la viscosité effective du mélange, m 2 / s * 10-5 ; QoB - le débit optimal de la pompe sur l'eau (Figure 10), m 3 / s.
KQν \u003d 1-4,95 0,0000410,85 0,0019-0,57 \u003d 0,967
Le coefficient de variation de l'efficacité de la pompe due à l'influence de la viscosité est calculé :
Kην \u003d 1-1,95 0,0000410,4 / 0,00190,28 \u003d 0,8
20. Le coefficient de séparation des gaz à l'entrée de la pompe est calculé :
où fskv est la surface de l'anneau formé par la paroi interne de la colonne de tubage et le corps de pompe, m 2 .
puits.k = puits + fn,
où: fn - section de la pompe, m 2.
n \u003d π d2n / 4,
où: dн - diamètre de la pompe, (Manuel de production de pétrole Andreev V.V. Urazakov K.R., chapitre 6 Fonctionnement des puits de pétrole avec des pompes sans tige. Installations de pompes centrifuges submersibles, tableau 1), m.p. = 3,14 0, 1242/4 \u003d 0,012 m 2 puits.k \u003d 0,013-0,012 \u003d 0,001 m 2
Kc \u003d 1 / \u003d 0,1
Tableau 1 - Installations de pompes centrifuges submersibles
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Indice |
Groupe d'installation |
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Taille d'installation transversale, mm |
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Diamètre intérieur de fonctionnement |
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colonnes, mm |
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21. L'alimentation relative en fluide à l'entrée de la pompe est déterminée :
(3.20)
où QoB - alimentation en mode optimal en fonction des caractéristiques "eau" de la pompe, m 3 / s = 0,0015 / 0,0019 = 0,78
Le débit relatif à l'entrée de la pompe est déterminé au point correspondant dans la caractéristique de l'eau de la pompe :
(3.21)
pr \u003d 0,0015 / 0,0019 0,967 \u003d 0,82
La teneur en gaz à l'aspiration de la pompe est calculée en tenant compte de la séparation des gaz :
. (3.22)
βpr \u003d 0,8 (1-0,1) \u003d 0,72
Le coefficient de variation de la tête de pompe due à l'influence de la viscosité est déterminé :
KHv \u003d 1-(1,07 0,0000410,6 0,82 / 0,00190,57) \u003d 1
Déterminer le changement de pression et d'autres indicateurs de performance des pompes submersibles centrifuges avec une viscosité de fluide qui diffère considérablement de la viscosité de l'eau et de la viscosité du pétrole dévonien dans des conditions de réservoir (plus de 0,03-0,05 cm 2 / s), et une insignifiante teneur en gaz à l'aspiration de la pompe du premier étage pour tenir compte de l'influence de la viscosité, vous pouvez utiliser le nomogramme P.D. Lyapkov. Nous n'avons pas besoin de ce diagramme pour nos valeurs.
Le coefficient de variation de la tête de pompe est déterminé en tenant compte de l'influence du gaz :
Un \u003d 1 / \u003d 0,032
K \u003d [(1-0,8) / (0,85-0,31 0,82) 0,032] \u003d 0,2
La tête de pompe sur l'eau est déterminée en mode optimal:
(3.25)
H \u003d 8,4 106 / 771 9,8 0,2 1 \u003d 5559 m
Le nombre requis d'étages de pompe est calculé :
H/hcT (3.26)
où hc est la tête d'un étage de la pompe sélectionnée.c \u003d Htabl / 100,
où : Htabl - tête (Figure 10), m.st = 1835/100 = 18,35 m = 5595 / 18,35 = 304
Le nombre Z est arrondi au nombre entier le plus proche et comparé au nombre standard d'étapes pour la taille de pompe sélectionnée. Si le nombre d'étages calculé s'avère supérieur à celui indiqué dans la documentation technique pour la taille de pompe sélectionnée, il est nécessaire de sélectionner la taille standard suivante avec un plus grand nombre d'étapes et de répéter le calcul à partir du point 17.
Si le nombre d'étapes calculé est inférieur à celui spécifié dans les spécifications techniques, mais que leur différence ne dépasse pas 5%, la taille de pompe sélectionnée est laissée pour un calcul ultérieur. Si le nombre standard d'étages dépasse le nombre calculé de 10%, une décision est alors nécessaire pour démonter la pompe et retirer les étages supplémentaires. Une autre option peut être de décider de l'utilisation d'un étranglement en tête de puits. Un calcul supplémentaire est effectué à partir du point 18 pour les nouvelles valeurs de la caractéristique de fonctionnement.
L'efficacité de la pompe est déterminée en tenant compte de l'influence de la viscosité, du gaz libre et du mode de fonctionnement :
(3.27)
où ηоВ est le rendement maximal de la pompe sur la caractéristique de l'eau.
η = 0,967 1 0,6=0,58
29. La puissance de la pompe est déterminée :
8.4 106 0.0019/0.58=27517W=27.5kW
La puissance du moteur submersible est déterminée :
(3.29)
où : ηSEM - efficacité du moteur submersible SEM = 27,5/0,54=51 kW
Vérification de la pompe pour la possibilité d'extraire un liquide lourd.
Dans les puits avec écoulement ou éjection possible de liquide lors du changement de pompe de puits, la mise à mort est effectuée en versant un liquide lourd (eau, eau avec alourdissants). Lors de l'abaissement d'une nouvelle pompe, il est nécessaire de pomper ce "liquide lourd" du puits avec la pompe afin que l'installation commence à fonctionner au mode optimal lorsque le pétrole est prélevé. Dans ce cas, il faut d'abord vérifier la puissance consommée par la pompe lorsque la pompe pompe un liquide lourd. La masse volumique correspondant au liquide lourd pompé (pour la période initiale de son prélèvement) est inscrite dans la formule de détermination de la puissance.
A cette puissance, une éventuelle surchauffe du moteur est contrôlée. En augmentant la puissance et la surchauffe, la nécessité de compléter l'installation avec un moteur plus puissant est déterminée.
A la fin du prélèvement de fluide lourd, le déplacement du fluide lourd du tube par le fluide de formation dans la pompe est contrôlé. Dans ce cas, la pression créée par la pompe est déterminée par les caractéristiques de fonctionnement de la pompe sur le fluide de formation, et la contre-pression en sortie est déterminée par la colonne de fluide lourd.
Il est également nécessaire de vérifier la variante de fonctionnement de la pompe, lorsque le liquide lourd est pompé non pas dans l'échelle, mais vers le bec, si cela est permis en raison de l'emplacement du puits.
La vérification de la pompe et du moteur submersible pour la possibilité de pomper un fluide lourd (fluide tueur) pendant le développement du puits est effectuée selon la formule:
où ρhl est la densité du fluide tueur, (920 kg / m 3).
Rgl = 920 9,8 2250+1,1 106+5,5 106-11,2 106=14,7 MPa
Dans ce cas, la hauteur de pompe est calculée lors du développement du puits :
(3.31)
Ngl \u003d 14,7 106 / 920 9,8 \u003d 1630 m
Hgl>H; 1630>475
La valeur de Hgl est comparée à la hauteur H du passeport caractéristique de l'eau de la pompe.
La puissance de la pompe est déterminée lors du développement du puits :
(3.32)
ch \u003d 14,7 106 0,0019 / 0,58 \u003d 48155 W \u003d 48,15 kW
Puissance consommée par le moteur immergé lors du développement du puits :
(3.33)
PED.hl = 48,15/0,54=90 kW
L'installation est vérifiée pour la température maximale admissible à l'aspiration de la pompe :
°С>27.5°С
[T] - la température maximale admissible du liquide pompé à l'entrée de la pompe submersible.
L'installation est contrôlée pour l'évacuation de la chaleur en fonction de la vitesse minimale admissible du liquide de refroidissement dans la section annulaire formée par la surface intérieure du boîtier sur le site d'installation de l'unité submersible et la surface extérieure du moteur submersible, pour laquelle nous calculons le débit du liquide pompé :
où est l'aire de la section annulaire; D - diamètre interne de la colonne de tubage ; d - diamètre extérieur du SEM = 0,785 (0,132-0,1162) = 0,0027m 2 = 0,0019 / 0,0027 = 0,7 m/s
Si le débit de liquide pompé W est supérieur à la vitesse de liquide pompé minimale autorisée [W], l'état thermique du moteur submersible est considéré comme normal.
Si l'unité de pompage sélectionnée n'est pas en mesure de prélever la quantité requise de fluide tueur à la profondeur de suspension sélectionnée, elle (profondeur de suspension) est augmentée de ΔL = 10-100 m, après quoi le calcul est répété, à partir du point 5. La valeur de ΔL dépend de la disponibilité du temps et des possibilités du calculateur informatique.
Après avoir déterminé la profondeur de suspension de l'unité de pompage en fonction de l'inclinogramme, la possibilité d'installer la pompe à la profondeur sélectionnée est vérifiée (par le taux d'augmentation de la courbure par 10 m de pénétration et par l'angle de déviation maximal de l'axe du puits de la verticale). Dans le même temps, la possibilité de faire fonctionner l'unité de pompage sélectionnée dans ce puits et les sections les plus dangereuses du puits, dont le passage nécessite une attention particulière et de faibles vitesses de descente lors du forage, est vérifiée.
Les données nécessaires à la sélection des installations sur la configuration des installations, les caractéristiques et les principaux paramètres des pompes, moteurs et autres unités des installations sont données à la fois dans ce livre et dans la littérature spécialisée.
Pour déterminer indirectement la fiabilité du moteur submersible, il est recommandé d'estimer sa température, car la surchauffe du moteur réduit considérablement sa durée de vie. L'augmentation de la température de l'enroulement de 8 à 10 °C au-dessus de celle recommandée par le fabricant réduit de 2 fois la durée de vie de certains types d'isolation. Recommandez le mode de calcul suivant. Calculer la perte de puissance dans le moteur à 130°C :
où b2, c2 et d2 sont des coefficients de conception ; Nn et ηd.n - puissance nominale et efficacité du moteur électrique, respectivement. La surchauffe du moteur est déterminée par la formule :
où b3 et c3 sont des coefficients de conception.
Grâce au refroidissement, les pertes dans le moteur sont réduites, ce qui est pris en compte par le facteur Kt.
où b5 - coefficient.
(3.41)
La température des enroulements du stator de la plupart des moteurs ne doit pas dépasser 130°C. Si la puissance du moteur sélectionné ne correspond pas à celle recommandée par la liste de prélèvement, un moteur de taille standard différente de la même taille est sélectionné. Dans certains cas, il est possible de choisir un moteur de plus grand diamètre, mais il est nécessaire de vérifier la dimension transversale de l'ensemble de l'ensemble et de la comparer avec le diamètre intérieur de la colonne de tubage du puits.
Lors du choix d'un moteur, la température du liquide environnant et son débit doivent être pris en compte. Les moteurs sont conçus pour fonctionner dans des environnements avec des températures allant jusqu'à 90°C. Actuellement, un seul type de moteur permet à la température de monter à 140°C, mais une augmentation supplémentaire de la température réduira la durée de vie du moteur. Cette utilisation du moteur est autorisée dans des cas particuliers. Il est généralement souhaitable de réduire sa charge pour réduire la surchauffe des fils de bobinage. Chaque moteur a son propre débit minimum recommandé en fonction de ses conditions de refroidissement. Cette vitesse doit être vérifiée.
Vérification des paramètres des câbles et des tubes
Lors de la vérification du câble précédemment sélectionné, il est nécessaire de prendre en compte principalement trois facteurs : 1) les pertes d'énergie dans le câble ; 2) une diminution de la tension au démarrage de l'installation; 3) taille du câble.
Les pertes d'énergie dans le câble (en kW) sont déterminées à partir de la relation suivante :
où I est le courant du moteur ; Lcab - toute la longueur du câble (la profondeur de la descente du moteur et environ 50 m du câble en surface); Ro - résistance active de 1 m de longueur de câble, cab = L + 50. cab = 1124+ 50 = 1174 m
où ρ20 est la résistance spécifique de l'âme du câble à 20°C, compte tenu de l'écrouissage et de la torsion, est supposée égale à 0,0195 Ohm mm 2 /m ; q - section transversale de l'âme du câble, mm 2; α - coefficient de température de dilatation linéaire du cuivre, égal à 0,0041/°C ; tkab est la température de l'âme du câble, qui peut être prise égale à la température moyenne dans le puits de forage pour des calculs approximatifs.
∆Ncab = 3 37,5 0,53 1174 10-3=70 kW
La perte d'énergie admissible dans le câble peut être déterminée par un calcul économique en comparant le coût de l'énergie supplémentaire et le coût de remplacement d'un câble avec une section plus grande et moins de perte d'énergie. Approximativement, les pertes d'énergie peuvent être limitées à 6-10% de la puissance totale consommée par l'installation. La diminution de tension dans le câble pendant le fonctionnement de l'installation est compensée par le transformateur, par conséquent, dans le mode normal de son fonctionnement, sa tension de fonctionnement est fournie au moteur électrique. Mais lors du démarrage du moteur, l'intensité du courant augmente de 4 à 5 fois et la chute de tension peut être si importante que le moteur ne démarre pas. Par conséquent, il est nécessaire de vérifier la chute de tension dans le câble pendant le mode de démarrage. Ceci est particulièrement important pour les grandes longueurs de câble. La chute de tension est déterminée à partir de la dépendance.
où Ho est la résistivité inductive du câble, Ohm/m ; pour un câble avec une section de 25 et 35 mm 2 est de 0,1 103 Ohm / m; cos φ et sin φ - facteurs de puissance et de puissance réactive de l'installation, respectivement ; le facteur de puissance de l'installation est suffisamment important du fait de la longueur considérable du câble ; avec la configuration correcte de l'installation, il est égal à 0,86-0,9.
∆Udépart = (0,53 0,86+0,1 0,6) 65 1174/100=638 V
La chute de tension admissible est indiquée dans la fiche technique du moteur. Elle est comparée à celle calculée par la formule (3.45).
Les sections de câbles admissibles sont vérifiées par rapport aux dimensions des autres éléments de l'installation.
Les tubes sont vérifiés pour la résistance hydraulique admissible au débit, la résistance et le diamètre, ce qui garantit le passage de l'équipement dans le puits. Lorsque le liquide est en mouvement, la perte de charge ne doit pas dépasser 5 à 6 % de la hauteur utile de la pompe.
La résistance hydraulique est déterminée à partir de la dépendance
où : λ - Coefficient de Darcy,
λ = 0,021/d0,3n
où : dí est le diamètre de la pompe (Catalogue Installation de pompes centrifuges submersibles pour l'industrie pétrolière = 0,124 mm), mm.
λ = 0,021/0,1240,3=0,04
λ = 0,021/0,1160,3=0,07
∆Р \u003d 771 0,04 (1174 (4,1 ∙ 10-5) 2 / 2 0,130) \u003d 0,00024 Pa
Lorsqu'un mélange gaz-liquide est en mouvement, une telle détermination des résistances donne des résultats très approximatifs.
La résistance des canalisations est vérifiée en tenant compte du poids du tube de production, de la pression du liquide pompé et du poids de tous les équipements (câble, unité submersible).
Le contrôle dimensionnel est effectué selon les instructions de la section suivante de ce paragraphe.
3 Vérification de la dimension diamétrale de l'équipement submersible
La dimension diamétrale de l'équipement submersible doit assurer son abaissement et son levage sans endommager le puits et une utilisation suffisamment complète de la cavité interne du puits.
En règle générale, l'écart entre l'équipement et le boîtier est de 3 à 10 mm. Avec une profondeur importante du puits et sa courbure accrue, il est nécessaire de prendre un dégagement accru. La dimension du diamètre est généralement déterminée en trois sections sur la longueur de l'équipement.
La première section est extraite du manchon de tubulure. Ici, la dimension diamétrale est égale à la somme des diamètres du câble et du raccord en tenant compte des tolérances positives pour leur fabrication. La deuxième section est prise au-dessus de l'unité submersible, en tenant compte de sa taille et de la taille du manchon de tube le plus proche, qui a un câble rond.
Un tel couplage est généralement situé à 10-20 m de l'unité et, avec ce dernier, représente un système plutôt rigide. Si la dimension de cette section dépasse celle autorisée, les tuyaux sont remplacés par une taille plus petite d'une longueur de 40 à 50 m.Ainsi, la rigidité de ce système (tube - unité submersible) diminue sans augmentation significative des pertes de charge dans les tuyaux.
La dernière section est la section diamétrale de l'unité elle-même (Da) sans raccord, tuyaux et câble rond.
Si les dimensions de l'équipement sont inacceptables dans les première et dernière sections, il est nécessaire de changer la taille du câble, de la tuyauterie, de la pompe ou du moteur. Dans le même temps, les étapes correspondantes de sélection des unités de l'installation, indiquées dans les sections précédentes, sont également vérifiées par calcul.
4 Vérification des paramètres du transformateur et de la station de contrôle
Le transformateur est testé pour voir s'il peut augmenter la tension à la somme de la tension requise par le moteur et réduire la tension dans le câble pendant que le moteur tourne. De plus, la puissance du transformateur est vérifiée.
La chute de tension dans le câble est déterminée par la dépendance, mais en tenant compte de l'intensité du courant de travail et non de l'intensité de démarrage. La puissance est vérifiée en comparant la puissance du transformateur (en kWA) et la puissance à injecter dans le puits (en kVA).
Lors du choix d'une station de contrôle, il est nécessaire de prendre en compte le type de transformateur, le courant fourni au moteur et certaines autres conditions.
L'efficacité des équipements de surface pour les calculs peut être prise égale à environ 0,98.
Chapitre 3. Sécurité
1 Protection du travail pendant le fonctionnement des installations de pompes centrifuges de forage
Lors de l'installation et de l'exploitation des unités ESP, les règles de sécurité dans l'industrie pétrolière, les règles de construction, les règles de fonctionnement technique et les règles de sécurité pour le fonctionnement des installations électriques par les consommateurs doivent être strictement respectées. En outre, presque toutes les compagnies pétrolières ont développé des normes d'entreprise ou des réglementations pour effectuer des travaux de base avec des unités ESP.
Tous les travaux avec l'équipement électrique de l'installation sont effectués par deux employés, et l'un d'eux doit avoir une qualification d'électricien d'au moins le groupe 3.
La mise en marche et l'arrêt de l'appareil en appuyant sur un bouton ou en tournant un interrupteur situé sur le côté extérieur de la porte du poste de commande est effectuée par du personnel ayant une qualification d'au moins le groupe 1 et ayant suivi une instruction spéciale.
L'équipement de l'unité ESP est monté conformément au manuel d'utilisation.
Le câble du poste de contrôle à la tête de puits est posé sur des râteliers métalliques à une hauteur de 0,5 m du sol.Ce câble doit avoir une connexion ouverte sur toute sa longueur afin que le gaz du puits ne puisse pas passer à travers le câble (par exemple , par la torsion des fils dans le noyau) dans les postes de commande de salle. Pour ce faire, une boîte métallique est réalisée dans laquelle est placée la connexion des âmes du câble, à l'exclusion du mouvement du gaz vers le poste de contrôle.
Tous les équipements au sol de l'installation sont mis à la terre de manière fiable.
La résistance de la boucle de terre ne doit pas dépasser 4 ohms.
Lors des opérations d'abaissement et de levage, la vitesse de déplacement des tuyaux avec un câble ne doit pas dépasser 0,25 m / s. Pour l'enroulement et l'enroulement du câble du tambour, des unités UPC avec entraînement télécommandé d'un tambour mécanisé sont utilisées.
Lors du chargement et du déchargement de l'équipement des unités ESP des véhicules, il est nécessaire de suivre les règles de sécurité pour le gréement. En particulier, vous ne devez pas gêner un tambour de câble, qui est abaissé par un treuil depuis les pentes d'une voiture ou d'un traîneau. Tu ne peux pas être derrière lui. Tous les dispositifs de chargement et de déchargement doivent être périodiquement testés et au moins une fois tous les 3 mois inspectés et ajustés.
Sur l'unité de transport, toutes les pièces de l'unité ESP doivent être solidement fixées. Les pompes, la protection hydraulique et le moteur électrique sont fixés avec des supports et des vis, le transformateur, le poste de commande - avec des chaînes et le tambour - pour son axe avec quatre entretoises à vis.
Conclusion
Lors de la production de pétrole dans les champs, lors de l'exploitation des puits, des informations sont collectées en continu, utilisées dans le contrôle du développement, elles sont traitées, analysées et utilisées pour développer des mesures géologiques et techniques.
Le choix de la pompe ESP, du moteur électrique submersible avec un protecteur, du câble électrique, de l'autotransformateur ou du transformateur, du diamètre du tube et de la profondeur de descente de la pompe dans le puits est généralement appelé la sélection de telles tailles standard de la pompe, le moteur submersible avec un protecteur, le dont la combinaison, à l'état stable, fournit le prélèvement de fluide spécifié au moindre coût.
La direction principale des opérations géologiques et techniques est d'augmenter la productivité des puits de production et d'optimiser leurs modes. Dans ce cas, il est nécessaire de faire une sélection optimale des principaux équipements souterrains. Une sélection optimale signifie une telle correspondance entre les caractéristiques du puits et de l'équipement souterrain, dans laquelle le coût de l'électricité pour soulever le fluide du puits jusqu'à la tête de puits est minimisé.
Pour une sélection d'équipements de haute qualité et la détermination du mode de fonctionnement du puits, il est nécessaire:
nettoyer le fond de puits à chaque TRS ;
utiliser les résultats éprouvés d'études hydrodynamiques de puits;
appliquer des installations et des technologies modernes pour l'extraction des réserves d'hydrocarbures :
étudier attentivement les données des levés géophysiques des puits afin de déterminer avec précision la présence de formations productives.
Liste des sources utilisées
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Andreev V.V., Urazakov K.R., Dalimov V.U. Manuel de production pétrolière. M. : OOO "Nedra - Centre d'affaires", 2000. - 374 p.
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Équipement de champ pétrolifère : un manuel / Éd. I. Boukhalenko. 2e éd., révisée. et supplémentaire - M., Nedra, 1990.
Calcul ESP.doc
3.Partie technique3.1. Equipement pour l'exploitation des puits de pétrole par des pompes submersibles sans tige.
Les unités de pompes centrifuges submersibles de conception modulaire UETsNM et UETsNMK sont conçues pour le pompage des puits de pétrole, y compris le fluide de réservoir incliné contenant du pétrole, de l'eau et du gaz, des impuretés mécaniques. Les unités ont deux versions : conventionnelle et résistante à la corrosion. Exemple de désignation d'unité lors de la commande : UETsNM5 - 125 - 1200 VKO2 TU - 26 - 06 - 1486 - 87, dans la correspondance et dans la documentation technique il est indiqué : UETsNM5 - 125 - 1200 TU26 - 06 - 1486 - 87, où : U - installation, E - entraînement à partir d'un moteur submersible, N - pompe, M - modulaire, 5 - groupe de pompes, 125 - débit m3 / jour, 1200 - tête, VK - option de configuration, 02 - numéro de série de l'option de configuration selon les spécifications.
Pour les installations (UETsNM et U) de conception résistante à la corrosion, la lettre "K" est ajoutée avant la désignation du groupe de pompes.
Les installations UETsNM et UETsNMK se composent d'une unité submersible, d'un câble, d'un ensemble d'équipements électriques au sol - d'un poste complexe de transformation (KTPPN individuel ou cluster KTPPNKS).
Le groupe motopompe composé d'une pompe centrifuge submersible et d'un moteur (réchauffeur électrique avec protection hydraulique) est descendu dans le puits sur le tube de production.
L'unité de pompe pompe le fluide de formation du puits et l'achemine à la surface à travers le train de tiges.
Le câble qui alimente le moteur électrique est fixé à la protection hydraulique. Pompe et tubulure avec courroies métalliques.
Le poste de transformation intégré convertit la tension aux bornes du moteur, en tenant compte des pertes de tension dans le câble, et assure le contrôle du fonctionnement du groupe de pompage, de l'installation et de sa protection dans les modes anormaux.
La pompe est submersible, centrifuge, modulaire. Le clapet anti-retour est conçu pour empêcher la rotation inverse du rotor de la pompe sous l'influence d'une colonne de liquide dans la tubulure lors des arrêts et ainsi faciliter le redémarrage du groupe motopompe. Le clapet anti-retour est vissé dans le module de tête de pompe et le clapet de vidange dans le corps du clapet anti-retour. La vanne de vidange sert à vidanger le fluide de la cavité du tube lors du levage de la pompe du puits.
Pour nettoyer le fluide du réservoir contenant plus de 25-35% (en volume) de gaz libre au niveau de la grille d'admission du module d'entrée, un module de pompe séparateur de gaz est connecté à la pompe.
Le moteur est asynchrone, submersible, triphasé, à cage d'écureuil, bipolaire, rempli d'huile.
Dans le même temps, les installations doivent être équipées d'un appareil complet ShGS 5805-49ТЗУ.
La connexion de l'ensemble de câbles avec le moteur électrique s'effectue à l'aide d'un presse-étoupe. L'équipement de la tête de puits assure la suspension de la colonne de tubage avec l'unité de pompage et l'ensemble de câbles sur la bride de la colonne de tubage, scellant l'espace annulaire, drainant le fluide de formation dans la conduite d'écoulement. Pompe modulaire centrifuge submersible - conception verticale à plusieurs étages. La pompe est produite en deux versions : ETsNM conventionnel et ETsNMK résistant à la corrosion. La pompe se compose d'un module d'admission, d'un module de section, d'un module de tête, d'un clapet anti-retour et d'une vanne de purge.
Il est permis de réduire le nombre de sections de modules dans la pompe avec l'unité submersible complétée correspondante. Moteur de la puissance requise. Pour pomper un fluide de formation contenant plus de 25 % (en volume) de gaz libre près de la paroi du module d'entrée de la pompe, un module de pompe séparateur de gaz doit être connecté à la pompe. Le séparateur de gaz est installé entre le module d'entrée et le module de section. La connexion des modules entre eux, la section de module et le module d'entrée avec le moteur est bridée. Les connexions sont scellées avec des anneaux en caoutchouc. Les arbres des modules-sections sont reliés les uns aux autres, les modules-sections avec l'arbre du module d'entrée avec l'arbre de la protection hydraulique du moteur sont des accouplements cannelés.
La connexion des arbres du séparateur de gaz, de la section de module et du module d'entrée entre eux également via des accouplements cannelés.
Les roues et les aubes directrices des pompes conventionnelles sont en fonte grise modifiée, pour celles résistantes à la corrosion - en 4N16D72KhSh modifié.
Les roues des pompes conventionnelles peuvent être réalisées en polyamide modifié par radiofréquence. Le module de tête se compose d'un corps, d'un côté duquel se trouve un filetage conique interne pour connecter un clapet anti-retour (tube pompe-compresseur), de l'autre côté, une bride pour connecter deux nervures et un anneau en caoutchouc au module- sections. Les nervures sont fixées au corps du module de tête avec un boulon avec une cuillère à café et une rondelle élastique. L'anneau en caoutchouc scelle la connexion entre le module de tête et le module de section.
La section de module se compose d'un corps, d'un arbre, d'un ensemble de pieds de roue et d'aubes directrices, d'un palier supérieur, d'un palier axial supérieur, d'une tête, d'une base, de deux nervures et d'anneaux en caoutchouc.
Le nombre de pieds dans les sections de module est indiqué dans le tableau.
Les nervures sont conçues pour protéger le câble plat avec un manchon contre les dommages mécaniques contre la paroi de la colonne de tubage lors de la descente et de la montée de l'unité de pompage. Les nervures sont fixées à la base de la section de module avec un boulon avec un écrou et une rondelle élastique.
MOTEURS ÉLECTRIQUES À RESSORTS (SEM)
Les moteurs submersibles sont constitués d'un moteur électrique et d'une protection hydraulique. Les moteurs triphasés, asynchrones, à cage d'écureuil, bipolaires, submersibles de la série Pad unifiée en version normale et résistante à la corrosion, version climatique B, catégorie 45, fonctionnent à partir d'un réseau AC avec une fréquence de 50 Hz et sont utilisés comme entraînement pour pompes centrifuges submersibles dans une conception modulaire pour le pompage de fluide de formation à partir de puits de pétrole. Les moteurs sont conçus pour fonctionner en fluide de formation (un mélange d'huile et d'eau en toutes proportions avec une température de 110C).
HYDROPROTECTION DES MOTEURS ELECTRIQUES SUBMERSIBLES.
La protection hydraulique est conçue pour empêcher le fluide du réservoir de pénétrer dans la cavité interne du moteur électrique, pour compenser les variations de volume d'huile dans la cavité interne dues à la température du moteur électrique et pour transférer le couple de l'arbre du moteur électrique vers le arbre de pompe. 2 variantes de conceptions de protection hydraulique pour les moteurs d'une série unifiée ont été développées ; type ouvert - P
92, PK92, P114, PK114 et type fermé - P92D, PK92D, (avec diaphragme) P11D, PK114D ;
DISPOSITIFS SÉRIE COMPLÈTE ShGS5805.
Les appareils sont conçus pour contrôler et protéger les pompes électriques submersibles de production d'huile avec un moteur de la série PED (y compris celles avec un système thermomanométrique intégré) selon GOST 18058 - 80 avec une puissance de 14-100 kW et une tension jusqu'à 2300 V CA.
CÂBLE
Pour fournir de l'énergie électrique au moteur de l'installation, une ligne de câble est utilisée, composée d'un câble principal et d'une extension épissée avec un manchon d'entrée de câble, qui assure une connexion étanche de la ligne de câble au moteur électrique.
Selon le but, la ligne de câble peut inclure comme câble principal - des câbles ronds des marques KPBK ; KTEBC ; KTfSBC ; ou grades plats KPBP; KTEB ; KFSB ;
Comme câble d'extension, les câbles plats des marques KPBP et KFSB.
Presse-étoupe de type rond: Les câbles des marques KPBK et KPBP avec isolation en polyéthylène sont conçus pour fonctionner à des températures ambiantes jusqu'à + 90C.
Caractéristiques de performance de l'ESP conventionnel
Tableau n° 18
| Taille de l'unité | Aliment : m3/jour | Tête : m |
| UETsN5 - 40-1400 | 25-70 | 1425-1015 |
| UETsN5-40-1750 | 25-70 | 1850-1340 |
| UETsN5-80-1200 | 60-115 | 1285-715 |
| UETsN5-80-1800 | 60-115 | 1905-1030 |
| UETsN5-130-1200 | 100-155 | 1330-870 |
| UETsN5-130-1700 | 100-155 | 1940-1300 |
| UETsN5-200-800 | 145-250 | 960-545 |
| UETsN5-200-1350 | 145-250 | 1480-850 |
| UETsN5A-160-1400 | 125-505 | 1560-1040 |
| UETsN5A-160-1750 | 125-505 | 1915-1290 |
| UETsN5A-250-1000 | 190-330 | 1160-610 |
| UETsN5A-250-1750 | 195-330 | 1880-1200 |
| UETsN5A-360-850 | 290-430 | 950-680 |
| UETsN5A-360-1400 | 290-430 | 1610-115 |
| UETsN5A-500-800 | 420-580 | 850-700 |
| UETsN5A-500-1000 | 420-580 | 1160-895 |
| UETsN6-250-1050 | 200-330 | 1100-820 |
| UETsN6-250-1400 | 200-300 | 1590-1040 |
| UETsN6-350-1100 | 280-440 | 1280-700 |
| UETsN6-500-750 | 350-680 | 915-455 |
| UETsN6-500-1000 | 350-680 | 1350-600 |
| UETsN6-700-800 | 550-900 | 870-550 |
Caractéristiques de performance de l'ESP modulaire
Tableau n° 19
| Taille de l'unité | Aliment : m3/jour | Tête : m |
| UETsNM-50-1550 | 25-70 | 1610-1155 |
| UETsNM-80-1050 | 60-115 | 1290-675 |
| UETsNM-80-1550 | 60-115 | 1640-855 |
| UETsNM-80-2000 | 60-115 | 2035-1060 |
| UETsNM5-125-1200 | 105-165 | 1305-525 |
| UETsNM5-125-1500 | 105-165 | 1650-660 |
| UETsNM5 - 200-800 | 150-265 | 970-455 |
| UETsNM5-200-1100 | 150-265 | 1320-625 |
| UETsNM5A-160-1050 | 125-205 | 1210-715 |
| UETsNM5A-250-1300 | 125-340 | 1475-775 |
| UETsNM5A-250-1400 | 125-340 | 1575-825 |
| UETsNM5A-400-950 | 300-440 | 1180-826 |
| UETsNM5A-400-1200 | 300-440 | 1450-1015 |
| UETsNM5A-500-800 | 430-570 | 845-765 |
| UETsNM5A-500-1000 | 430-570 | 1035-935 |
| UETsNM6-250-1250 | 200-340 | 1335-810 |
| UETsNM6-320-1400 | 280-440 | 1505-775 |
| UETsNM6-500-1050 | 380-650 | 1215-560 |
| UETsNM6-500-1400 | 380-650 | 1625-800 |
3.2 Caractéristique de fonctionnement d'une électropompe submersible (ESP).
Tous les types de pompes ont une caractéristique de fonctionnement passeport sous la forme de courbes de dépendance H(Q) (pression, débit) ; n(Q)
(alimentation d'efficacité); N (Q) (consommation électrique, alimentation).
En règle générale, ces dépendances sont données dans la plage des débits de fonctionnement ou dans un intervalle légèrement plus grand.
Toute pompe centrifuge, y compris l'ESP, peut fonctionner avec une vanne de sortie fermée (t. A: Q \u003d 0). H=H max sans contre-pression en sortie (t.BQ=Q max : H=0).
Le travail utile de la pompe étant proportionnel au produit de l'alimentation par la pression, alors pour ces 2 modes extrêmes, le travail utile sera égal à 0, donc le rendement. = 0.
À un certain rapport de Q et H, pertes internes minimales, efficacité. atteint une valeur maximale d'environ 0,5-0,6.
En règle générale, les pompes à faible débit et à petit diamètre de roue, ainsi qu'avec un grand nombre de pieds, ont un rendement réduit. Le débit et la pression correspondant au rendement maximal sont appelés mode de fonctionnement optimal de la pompe. La dépendance n (Q) près de son maximum diminue progressivement, par conséquent, il est permis de faire fonctionner l'ESP dans des modes qui s'écartent dans un sens ou dans un autre du mode optimal. Les limites de ces écarts dépendent des caractéristiques spécifiques de l'ESP et doivent correspondre à la baisse d'efficacité. de 3 à 5 %. Cela conduit à toute une gamme de modes possibles, que l'on appelle la zone recommandée.
La sélection d'une pompe pour un puits est réduite au choix d'une telle taille standard pour l'ESP afin qu'il fonctionne dans les conditions du mode optimal ou du débit spécifié recommandé pour le pompage à partir d'une profondeur donnée. Les pompes actuellement produites sont conçues pour des débits nominaux de 40 (ETsN 5-40-950) à 500 m3/jour (ETsN 6-50-750) et des hauteurs manométriques de 450 m (ETsN6-500-450) à 1500 m (ETsN6- 100-1500 ). De plus, il existe des pompes à des fins spéciales, par exemple pour pomper de l'eau dans des réservoirs. Ces pompes ont un débit jusqu'à 3000 m3/jour et une hauteur manométrique jusqu'à 1200 m. La pression que la pompe peut surmonter est directement proportionnelle au nombre de pieds, dépend de la taille de la roue, c'est-à-dire des dimensions radiales de la pompe.
Avec un diamètre extérieur du corps de pompe de 92 mm, la hauteur manométrique moyenne développée par un étage lors de travaux sur l'eau est de 3,86 m, avec des fluctuations de 3,69 à 4,2 m.
Avec un diamètre extérieur de 114 mm, la chute moyenne est de 5,76 m avec des fluctuations de 5,03 m à 6,84 m.
3.3 Conditions techniques de fonctionnement de l'ESP en conception modulaire
Densité maximale du mélange eau-huile - 1400kg/m3
Viscosité cinématique - 1mm2/s
Indice d'hydrogène pH - 6,0 - 8,5
La quantité massique maximale (concentration) de particules solides - 0,01% (0,1g / l)
La coupure d'eau de pompage liquide n'est pas supérieure à 99%.
La teneur maximale en gaz libre à l'aspiration de la pompe avec un séparateur de gaz est de 25 % à 50 %.
La teneur en sulfure d'hydrogène H2S - 0,01 g/l.
La température du liquide pompé ne dépasse pas 90C.
Pour la version anti-corrosion de l'UETsNM, la teneur en hydrogène sulfuré H2S est de 125 g/l.
Temps de garantie ESP avant réparation - 830 jours. La durée avant amortissement est de 5,5 ans.
Tableau numéro 20
| Installation | Pompe | Module pompe séparateur de gaz | Moteur |
| UETsNM5-50-1300 | ETsNM5-50-1300 | 1MNG - 5 | PED432-103V5 |
| UETsNM5-50-1300 | ETsNM5-50-1300 | 1MNG - 5 | PED4K32-103V5 |
| UETsNM5-50-1550 | ETsNM5-50-1550 | 1MNG - 5 | PED432-103V5 |
| UETsNM5-50-1550 | ETsNM5-50-1550 | 1MNG - 5 | PED4K32-103V5 |
| UETsNM5-50-1700 | ETsNM5-50-1700 | 1MNG - 5 | PED432-103V5 |
| UETsNM5-50-1700 | ETsNM5-50-1700 | 1MNG - 5 | PED4K32-103V5 |
| UETsNM5-80-1200 | ETsNM5-80-1200 | 1MNG - 5 | PED4K32-103V5 |
| UETsNM5-80-1550 | ETsNM5-80-1550 | 1MNG - 5 | PED432-103V5 |
| UETsNM5-80-1550 | ETsNM5-80-1550 | 1MNG - 5 | PED4K32103V5 |
| UETsNM5-80-1800 | ETsNM5-80-1800 | 1MNG - 5 | PED445-103V5 |
| UETsNM5-80-1800 | ETsNM5-80-1800 | 1MNG - 5 | PED4K45-103V5 |
| UETsNM5-125-1200 | ETsNM5125-1200 | 1MNG - 5 | PED445-103V5 |
| UETsNM5-125-1200 | ETsNM5-125-1200 | 1MNG - 5 | PED4K45-103V5 |
| UETsNM5-125-1300 | ETsNM5-125-1300 | 1MNG - 5 | PED445-103V5 |
| UETsNM5-125-1300 | ETsNM5-125-1300 | 1MNG - 5 | PED4K45-103V5 |
| UETsNM5-125-1800 | ETsNM5-125-1800 | 1MNG - 5 | PED4S63-103V5 |
| UETsNM5-125-1800 | ETsNM5-125-1800 | 1MNG - 5 | PED4SK63-103V5 |
| UETsNM5-200-1400 | ETsNM5-200-1400 | 1MNG - 5 | PED4S90-103V5 |
| UETsNM5-200-800 | ETsNM5-200-800 | 1MNG - 5 | PED445-103V5 |
| UETsNM5A-160-1450 | ETsNMK5A-160-1450 | 1MNG - 5A | PED4S63-103V5 |
| UETsNM5A-160-1450 | ETsNMK5A-160-1450 | 1MNG - 5A | PED4SK63-103V5 |
| UETsNM5A-160-1750 | ETsNMK5A-160-1750 | 1MNG - 5A | PED4S90-117V5 |
| UETsNM5A-160-1750 | ETsNMK5A-160-1750 | 1MNG - 5A | PED4SK90-117V5 |
| UETsNM5A-160-1750 | ETsNMK5A-160-1750 | 1MNG - 5A | PED463-117V5 |
| UETsNM5A-250-1000 | ETsNMK5A-250-1000 | 1MNG - 5A | PED4K63-117V5 |
| UETsNM5A-250-1000 | ETsNMK5A-250-1000 | 1MNG - 5A | PEDUS90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1400 | ETsNMK5A-250-1400 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1400 | ETsNMK5A-250-1400 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1700 | ETsNMK5A-250-1700 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1700 | ETsNMK5A-250-1700 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1800 | ETsNMK5A-250-1800 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-250-1800 | ETsNMK5A-250-1800 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-400-950 | ETsNMK5A-400-950 | 1MNG - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A-400-950 | ETsNMK5A-400-950 | 1MNGK - 5A | PEDUSK90-117V5 |
| UETsNM5A400-1250 | ETsNMK5A-400-1250 | 1MNG - 5A | PEDUS125-117V5 |
| UETsNM5A-400-1250 | ETsNMK5A-400-1250 | 1MNG - 5A | PEDUS125-117V5 |
| UETsNM5A-500-800 | ETsNMK5A-500-800 | 1MNG - 5A | PEDUS125-117V5 |
| UETsNM5A-500-800 | ETsNMK5A-500-800 | 1MNGK - 5A | PEDUSK125-117V5 |
| UETsNM5A -500-1000 | ETsNM5A - 500-1000 | MNG-5A | PEDUSK125-117V5 |
| UETsNMK5A -500-1000 | ETsNMK5A - 500-1000 | MNGK-5A | PEDUSK125-117V5 |
| UETsNM6-250-1050 | ETsNM6-250-1050 | GMN -6 | PEDU90 -123V5 |
| UETsNMK6-250-1050 | ETsNM6-250-1050 | MNGK-6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNM6-250-1400 | ETsNM6-250-1400 | 1MNG - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNMK6-250-1400 | ETsNM6-250-1400 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNM6-250-1600 | ETsNM6-250-1600 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNMK6-250-1600 | ETsNM6-250-1600 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNM6-320-1100 | ETsNM6-320-1100 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNMK6-320-1100 | ETsNM6-320-1100 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNM6-500-750 | ETsNM6-500-750 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNMK6-500-750 | ETsNM6-500-750 | 1MNGK - 6 | PEDUK90-123V5 |
| UETsNM6-500-1050 | ETsNM6-500-1050 | 1MNGK - 6 | PEDUS125-117V5 |
| UETsNMK6-500-1050 | ETsNM6-500-1050 | 1MNGK - 6 | PEDUSK125-117V5 |
| UETsNM6-800-1000 | ETsNM6-800-1000 | 1MNGK - 6 | PEDUS180*-130V5 |
| UETsNMK6-800-1000 | ETsNM6-800-1000 | 1MNGK - 6 | PEDUSK180-130V5 |
| UETsNM6-1000-900 | ETsNM6-1000-900 | 1MNGK - 6 | PEDUS250-130V5 |
| UETsNMK6-1000-900 | ETsNM6-1000-900 | 1MNGK - 6 | PEDUSK250-130V5 |
| UETsNM6-1000-1000 | ETsNM6-1000-1000 | 1MNGK - 6 | PEDUSK250-130V5 |
| UETsNMK6-1000-1000 | ETsNM6-1000-1000 | 1MNGK - 6 | PEDUSK250-130V5 |
| UETsNM6-1250-800 | ETsNM6-1250-800 | 1MNGK - 6 | PEDUSK250-130V5 |
| UETsNMK61250-800 | ETsNM6-1250-800 | 1MNGK - 6 | PEDUSK250-130V5 |
| UETsNM61250-900 | ETsNM6-1250-900 | 1MNGK - 6 | PEDUS360-130V5 |
| UETsNMK6-1250-900 | ETsNM6-1250-900 | 1MNGK - 6 | PEDUSK360-130V5 |
3.6 Technique de sélection ESP pour le puits
Cette technique est conçue pour effectuer des calculs opérationnels des paramètres technologiques des puits équipés d'ESP, la précision des valeurs calculées intermédiaires et finales se situe dans les valeurs admissibles pour les conditions de terrain.
La méthode utilise des dépendances mathématiques pour les paramètres des mélanges d'eau et de gaz obtenus par des études nationales et étrangères. Le but ultime de cette technique est de déterminer le point d'intersection des caractéristiques de fonctionnement de la pompe sélectionnée avec la caractéristique conditionnelle du puits, c'est-à-dire trouver les conditions de fonctionnement conjoint du puits et de la pompe.
La méthode prend en compte l'influence de la viscosité du mélange huile-eau sur les caractéristiques du passeport (sur l'eau). La technique se présente sous la forme d'un algorithme, c'est-à-dire il donne une séquence d'opérations de calcul pour obtenir les principaux paramètres technologiques du puits de pompage.
Facteur d'allongement du puits de forage
Ld - extension du puits de forage en m.
Нс - profondeur verticale du puits, longueur du puits de forage pour un puits non incurvé, m.
Densité d'huile dans l'espace annulaire
Cette formule, basée sur les résultats d'études de terrain, est principalement pour la condition Ppr Rnas. Peut être utilisé pour la condition Rpr< Рнас в пределах не более 10% по объему. При = 0. Ppr = Psat.
Рpr - pression à l'aspiration de la pompe, MPa
Rnas - pression de saturation, MPa
prteneur en gaz à l'aspiration de la pompe % vol.
3. Densité du mélange eau-huile kg/m3
cm = n. m² (1-n/100) +in x n/100
n.sq. - densité d'huile de formation, kg/m
v - densité de l'eau produite, kg/m3
N - coupe d'eau du pétrole produit, %
Coefficient qui prend en compte l'augmentation du volume du mélange eau-huile fourni à l'aspiration de la pompe.
Où Vpl est le facteur de volume d'huile du réservoir (Vpl > 1)
5. Viscosité du mélange eau-huile entrant dans l'aspiration de la pompe (à n = 60 %)
,
Où Mn. pl - viscosité de l'huile de formation, MPa x s
Si msm< 5 МПа х с или n >60 %, puis les facteurs de correction Kd = 1 ; Kn = 0,99 ;
6. Facteur de correction pour le débit de la pompe (facteur de réduction du débit)
Kd \u003d 1 - 0,0162 ( 
cm - 5) 0,544
Facteur de correction pour la tête (facteur de réduction de pression).
Le niveau statique donné dans le puits fonctionnant en mode (ESP ou SRP) avant de le transférer en mode optimal : m
Npn - profondeur de suspension de la pompe : m
Nd - niveau dynamique : m
Рpl - pression du réservoir : MPa
Рzatr - pression annulaire : MPa
Tampon P - pression sur le tampon : MPa
Remarque : Pour les puits transférés vers l'ESP à partir de la méthode d'écoulement, après le cap. réparer et immédiatement après le perçage dans la formule 8, Np est prélevé. n \u003d Hs.; Nd = 0
Le coefficient se rapprochant de la caractéristique conditionnelle du puits à la zone de travail de la pompe en termes de tête m 6 / jour 2
, où S1, S3 - valeurs numériques des coefficients qui déterminent l'équation de la partie active, les caractéristiques, la taille de pompe présélectionnée.
S1 - [m], S3 - [jour.kv / m.cub.]
L'inverse du coefficient de productivité du puits (Kpr), caractérisant le débit massique du mélange eau-huile entrant dans l'aspiration de la pompe ; jour/m2 MPa.
Coefficient rapprochant les caractéristiques conditionnelles des puits à la zone de travail de la pompe à l'alimentation m3/jour
) x Kd/ 2,2 x Kcm x S3 ; S 2 - coefficient numérique de la partie active de la caractéristique d'une taille de pompe présélectionnée (jour / m2)
Concevoir une extraction de fluide optimale d'un puits dans des conditions de surface m3/jour qzh = B + A + B 2 ;
En remplaçant l'équation (b) par l'expression de g x de (a) et en effectuant quelques transformations, nous obtenons l'expression de g x (point 12)
Pression de conception en fond de trou MPa
Rzab \u003d Rpl - qzh / Kpr;
Niveau dynamique pendant le développement du puits sur les liquides dans les tueries ; m
,Où rf.gl est la densité du fluide de destruction, kg/m3
Profondeur de suspension de la pompe : m
,
Rnas - pression de saturation, MPa
Concevoir le niveau dynamique de travail dans le puits en régime permanent ; m
DONNÉES INITIALES NÉCESSAIRES AU CALCUL.
10. Rpl - pression du réservoir, MPa
11. Рzatr - pression annulaire, MPa
12. Rbuf - pression tampon, MPa
Kpr - facteur de productivité m3/jour MPa
Calcul de la sélection ESP pour le puits 1739
Données initiales pour le calcul :
Débit du puits Q w = 130 m 3 / jour
Coupe d'eau n = 87%.
Profondeur du puits Hc = 2808m.
Profondeur de suspension de la pompe H a.s. = 1710m.
Niveau dynamique H d = 610 m.
La pression dans l'espace annulaire P zatr = 0,8 MPa.
Densité de l'eau produite in = 1170kg/m3
Pression du réservoir Р pl = 25,6 MPa
L battement du tronc = 27,2 m.
La densité du liquide tueur brûlé \u003d 1170 kg / m 3
Coefficient de productivité K pr \u003d 1,62 m 3 / jour MPa
Sélection optimale conçue 130 m 3 / jour 
Kd =1; K n \u003d 0,99.
7. Présélectionner la pompe ETSN5-125-1400
S1=642,37 ; S2=17,43 ; S3=0,096
A= 
9.
10.
11.
12.
13.
Nous acceptons H mon = 1650m
15. Q cm \u003d Q zhopt * K cm \u003d 120,1 * 1,014 \u003d 121,8 m.3 / jour
Pour la pompe ESP 5-125-1400, la zone de travail pour la sélection du fluide est de 90-160 m3 / jour. Ainsi, un prélèvement projeté de 136,9 m3/jour est acceptable et la pompe fonctionnera dans des conditions optimales.
^
Calcul de la sélection ESP pour le puits 235
Données initiales pour le calcul :
Le puits est exploité par l'unité ESP 5-80-1550
Prélèvement projeté 111,4 m3/jour
Débit du puits Q w = 90 m 3 / jour
Coupe d'eau n = 91 %.
Profondeur du puits Hc = 2803m.
Profondeur de suspension de la pompe H a.s. = 1560m.
Niveau dynamique H d = 780 m.
Le diamètre intérieur de la chaîne de production D eq = 0,130 m.
La pression dans l'anneau coûte Р = 0,9 MPa.
Densité de l'huile dans les conditions de surface n.pov \u003d 840 kg / m 3
Densité du pétrole dans les conditions du réservoir n.pl \u003d 830 kg / m 3
Coefficient volumétrique = 1,108
Densité de l'eau produite in = 1160kg/m3
Pression de saturation P us = 6,23 MPa.
Pression du réservoir Р pl = 24,5 MPa
L battement du tronc = 5,6 m.
La densité du liquide tueur brûlé \u003d 1200 kg / m 3
Coefficient de productivité K pr \u003d 1,12 m 3 / jour MPa
Viscosité de l'huile dans les conditions du réservoir n = 1,83 MPa*s
Kd =1; K n \u003d 0,99.
7. Présélectionnez la pompe ESP5-130-1400
S1=653,92 ; S2=18,72 ; S3=0.1
A= 
9.
10.
11.
12.
13.
Nous acceptons H mon = 1300m
15. Q cm \u003d Q zhopt * K cm \u003d 94,9 * 1,0097 \u003d 95,8 m.3 / jour
Quantité d'eau équivalente
Pour la pompe ESP 5-130-1400, la zone de travail pour la sélection du fluide est
90-180 m3/jour Ainsi, le prélèvement prévisionnel est de 111,4 m.3/jour
Calcul de la sélection ESP pour le puits 3351
Le puits est exploité par des pompes UETsN 5-125-1300
Données initiales pour le calcul :
Débit du puits Qzh = 97 m3/jour
Coupe d'eau n = 50 %.
Profondeur du puits Hc = 2798m.
Profondeur de suspension de la pompe Lp.l. = 1460m.
Niveau dynamique Hd = 1260 m.
Diamètre du tubage de production Dek = 0,130 m.
Pression dans l'anneau Рzatr = 3 MPa.
Densité de l'huile dans les conditions de surface rn.sov = 840 kg/m3
Densité du pétrole dans les conditions du réservoir рn.pl = 830 kg/m3
Coefficient de volume ext = 1,108
Densité de l'eau produite pv = 1170kg/m3
Pression de saturation Pnas = 6,23 MPa.
Pression du réservoir Рpl = 25,4 MPa
Lud tronc = 12,1 m.
La densité du liquide tueur р zhgl = 1170 kg/m3
Coefficient de productivité Kpr = 1,3 m3/jour MPa
Viscosité de l'huile dans des conditions de réservoir Mn = 1,83 MPa x s
CALCUL
Prélèvement projeté 120m3/jour 
9. Présélectionner la pompe ESP5-125-1400
S1=642,37 ; S2=17,43 ; S3=0,096
10.
11.
12.
13 
14.
15.
Nous acceptons Npn = 1850m
16
17. Q cm \u003d Qzhopt x Kcm \u003d 127 x 1,054 \u003d 134 m3 / jour
Quantité d'eau équivalente
Calcul de sélection ESP pour les puits 1713
Débit du puits Q et = 80 m 3 /journée
coupure d'eau H = 67%
Profondeur du puits H Avec = 2845 M.
Profondeur de suspension de la pompe H bs = 1750 M.
niveau dynamique H ré = 1080 M.
Diamètre du tubage de production ré éq = 0,130 M.
Pression annulaire P frais= 1,3 MPa
Densité des conditions de surface de l'huile P n point de vue = 840 kg/m 3
Densité du pétrole dans les conditions du réservoir P n pl = 830 kg/m 3
facteur de volume À n 1,108.
Densité de l'eau produite P dans =1170 kg/cm 3
pression de saturation P nous=6,23 MPa
Pression du réservoir P PL=27,3 MPa
L oud tronc = 0,7 M.
Densité du fluide tueur P g-ch = 1170 kg/m 3
Facteur de productivité K etc = 0,27 m 3 /journée MPa
Viscosité dans l'huile dans des conditions de réservoir M n= 1,83 MPa. Avec
Calcul:
Sélection projetée 130 m
3
/journée
8.
S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096
10.
11.
12.
13 
14.
15.
Accepter H lun = 1500m
Quantité d'eau équivalente
Pour la pompe ESP 5-125-1400, la zone de travail pour la sélection du fluide est 90-160 m3/jour. Ainsi, la sélection projetée est de 146,2 m3/jour permettre à la pompe de fonctionner de manière optimale.
Calcul de sélection ESP pour les puits 3351
Calcul:
Sélection projetée 120 mètres 3
/journée
Pré-sélectionner la pompe ETSN5-125-1400
S 1
=642,37; S 2
=17,43; S 3
=0,096
Accepter H lun = 1850m
Quantité d'eau équivalente
Pour la pompe ESP 5-125-1400, la zone de travail pour la sélection du fluide est de 90-160 m3/jour. Ainsi, le prélèvement prévu de 138,7 m3/jour est acceptable et la pompe fonctionnera en mode optimal.
Calcul de sélection ESP pour les puits 1693
Calcul:
Sélection projetée 120 mètres 3
/journée
9. Pour la sélection de liquide, nous acceptons d'abord la pompe ETSN5-125-1400
S 1
=653,92; S 2
=18,72; S 3
=0,1
Accepter H lun = 1000m
Quantité d'eau équivalente
Pour la pompe ESP 5-130-1400, la zone de travail pour la sélection du fluide est 90-180 m3/jour. Ainsi, la sélection projetée est de 135,6 m3/jour permettre à la pompe de fonctionner de manière optimale.
Mode de fonctionnement technologique des puits de pétrole de la formation T2 du champ Kurmanaevsky.
| Nskv.Opt | M/r Plast | Fonds | Façon | Q(liquide)m3 | Qhuile t/jour | Qeau t/jour |
| 246d | Kur T2 | poste | ESP50 | 50 | 3,4 | 53,4 |
| 102d | Quai T2 | poste | ESP50 | 60 | 32 | 14,6 |
| 106d | DocT2 | poste | ESP50 | 50 | 27,6 | 14,4 |
| 235d | KurT2 | poste | ESP80 | 90 | 6,8 | 95 |
| 248d | KurT2 | poste | ESP50 | 50 | 10,5 | 43,9 |
| 1607d | DocT2 | poste | ESP50 | 50 | 27,6 | 20,5 |
| 1608d | DocT2 | poste | ESP50 | 50 | 3,4 | 53,6 |
| 1614d | DocT2 | poste | ESP50 | 50 | 32 | 13,5 |
| 1615d | DocTT2 | poste | ESP50 | 50 | 38,3 | 7 |
| 1616d | DocT2 | poste | ESP50 | 40 | 3,4 | 50,6 |
| 1622d | DocT2 | poste | ESP20 | 15 | 3,2 | 15,2 |
| 1693d | KurT2 | poste | ESP80 | 80 | 11,1 | 79,4 |
| 1713d | KurT2 | poste | ESP80 | 80 | 22,1 | 62,7 |
| 1716d | KurT2 | poste | ESP50 | 55 | 12,9 | 46,1 |
| 1733d | KurT2 | poste | ESP20 | 25 | 2,5 | 25,7 |
| 1739d | KurT2 | poste | ESP125 | 130 | 14,2 | 128,9 |
| 1741d | KurT2 | poste | ESP50 | 55 | 9,7 | 51 |
| 3310d | KurT2 | poste | ESP80 | 80 | 1,3 | 91,8 |
| 3351d | KurT2 | poste | ESP80 | 55 | 17,6 | 39,8 |
| 19 | 1118 | 276 |
^ Conclusions sur la partie technique.
Le réservoir T 2 est en phase finale de développement.
L'injection d'eau dans la formation permet de maintenir la pression de la formation pour assurer les prélèvements de fluide de conception.
Les propriétés physiques et chimiques de la formation T-2 correspondent aux exigences techniques pour le fonctionnement de l'ESP.
Les tailles standard existantes des ESP permettent diverses sélections dans la formation T-2.
Le mode de fonctionnement technologique des puits a été compilé en tenant compte des prélèvements de fluide de conception et du fonctionnement optimal de l'équipement ESP.
Les ESP dans les puits de la formation T-2 fonctionnent dans des conditions optimales, cependant, un certain nombre de puits peuvent être commutés vers une extraction de fluide accrue (puits n ° 1693, 1713, 3310, 3351), tout en maintenant le fonctionnement optimal du submersible équipement.
Le temps de fonctionnement de l'ESP dans la formation T-2 est nettement supérieur à la moyenne du département de production de pétrole et de gaz de Buzulukneft - plus de 400 jours avec une moyenne de 350 jours
La réalisation de mesures géologiques et techniques sur les puits de la formation T-2, associée à l'injection d'eau pour le maintien en pression du réservoir, permet de ralentir le rythme de décroissance naturelle de la production pétrolière.
Les prélèvements de fluides de conception optimale des puits permettent d'augmenter le facteur de récupération d'huile de la formation T-2
L'idée de cette méthode est de construire une caractéristique hydrodynamique (c'est-à-dire de pression) du puits H puits = f(Q W) et de superposer les caractéristiques de pression réelle (Q-H) des ESP submersibles sur ce graphique pour trouver le débit du puits en termes de liquide (alimentation ESP), déterminée par le point de leurs intersections, et la pression développée par la pompe, égale à la perte de charge dans le puits, la portance (tube de production) et la ligne d'écoulement du puits à l'unité de mesure. Il en résulte qu'un tel débit de fluide Q W (m 3 /jour) s'établit dans la canalisation, auquel la pression développée par la pompe est égale à la perte de charge totale dans le puits et la canalisation. Par conséquent, l'équation d'équilibre de pression a la forme
Où H well est la perte de pression lors du mouvement du mélange gaz-liquide (GZhM) à travers la colonne de tubage (production) au niveau de la section "trou inférieur - admission de la pompe", le long du tube de production au niveau de la section "refoulement de la pompe - tête de puits" , le long de la ligne d'écoulement au niveau de la section "tête de puits" - unité de comptage groupé (GZU) d'un groupe de puits", m ; N us - pression développée par une pompe submersible, m; Q W - débit de fluide du puits, égal au débit de la pompe, m 3 / jour. La caractéristique d'usine de pression de la pompe sur l'eau (nombre d'étages n 0 \u003d 100, t \u003d 200 ° С, p в \u003d 1000 kg / m 3) peut être approximée par une équation quadratique de la forme H H \u003d h - bQ 2 ou H H \u003d h + aQ - bQ 2,
en utilisant des valeurs à des points spécifiques. De plus, si la pompe ne comporte pas 100 pas, mais n, alors sa nouvelle caractéristique de pression s'exprimera à travers l'ancienne comme suit :
La caractéristique de pression du puits peut être représentée comme suit :
où N vert dyne - niveau dynamique le long de la verticale (différence entre les marques de hauteur des points supérieur et inférieur), m; h TP - pertes par frottement sur tout le trajet du GLS du bas au séparateur, m; - densité moyenne du fluide dans l'intervalle entre la pompe et la tête de puits, kg/m 3 ; h SEP - perte de pression dans le réservoir de séparation, m; H Ã - tête correspondant à l'effet gas lift, m; P Y - pression à la tête de puits, Pa.
Faisons les hypothèses suivantes :
1. Le fonctionnement de la pompe est déterminé par la pression au niveau de sa grille de réception et la proportion de gaz entrant dans la pompe.
2. Les caractéristiques réelles des pompes peuvent différer de celles du passeport (obtenues sur de l'eau avec p dans \u003d 1000 kg / m 3 et une viscosité de 1 mPa.s).
3. Dans la zone allant du trou inférieur à la pompe, l'eau et l'huile sont uniformément réparties.
4. Le glissement de l'huile dans l'eau dans la zone allant du bas à la bouche est négligeable.
5. La pression de saturation est la même en modes statique et dynamique.
6. Le processus de dégagement de gaz pendant l'ascension dû à la réduction de pression est isotherme.
7. La température de l'ESP ne dépasse pas la température de fonctionnement autorisée ;
Compte tenu de ces hypothèses, la formule (1) peut être transformée sous la forme suivante :
Ici n est le nombre d'étages de pompe ; - densité moyenne de GZhS dans l'intervalle du fond au tamis d'admission de la pompe, kg/m 3 ; - résistance hydraulique du tube et de la ligne d'écoulement, respectivement, s 2 /m 5 ; - profondeur de la formation le long de la verticale, m ; - pression de formation, Pa ; K PR - facteur de productivité du puits, m 3 /s.Pa ; - pression en tête de puits, Pa ; PSEP - pression dans le séparateur, Pa; - densité du fluide en tête de puits, kg/m 3 ; g \u003d 9,81 - accélération en chute libre, m / s 2.
Cette expression permet de sélectionner le nombre d'étages de pompe n pour que le débit soit dans la zone de travail (voir figure). 
Modification de la tête de pompe en modifiant le nombre d'étages
Pour calculer le débit à partir de l'expression (2), il faut la résoudre comme une équation quadratique. De plus, en utilisant l'équation (2), on peut comparer les méthodes d'approximation de la tête de pompe, en comparant les réponses obtenues avec une méthode ou une autre.
La méthode proposée permet de faire correspondre les caractéristiques de la pompe et du puits et, par conséquent, de trouver la valeur optimale de l'énergie spécifique transmise par la pompe GLS, qui assure le débit optimal de prélèvement de fluide du puits à partir de la pompe sélectionnée profondeur de descente.
LITTÉRATURE
1. Mishchenko I. T. Calculs dans la production de pétrole. - M. : Nedra, 1989. - 245 p.
Comme base pour la sélection des unités de pompage centrifuges électriques, la méthode universelle de sélection des unités de pompage, développée au Département des machines et équipements pour l'industrie pétrolière et gazière de l'Université d'État russe du pétrole et du gaz, nommée d'après I.M. Gubkine. Les données de sélection des équipements ESP sont effectuées selon le programme Autotechnologist utilisant la technologie informatique. Cette technique permet d'exploiter les bases de données existantes dans les champs pétroliers sur la conception et l'inclinométrie des puits, sur les données des réservoirs, sur la disponibilité des équipements des bases de service de production et des entrepôts. Des algorithmes raffinés, une interface conviviale et la présence de plusieurs «savoir-faire» ont conduit au fait que le programme «Autotechnologist» a pris une position dominante dans les champs pétrolifères de la Fédération de Russie.
La méthodologie de sélection des unités de pompage pour la production de pétrole est basée sur la connaissance des lois de filtration des fluides du réservoir dans la zone de formation du réservoir et du fond de puits, sur les lois de déplacement du mélange eau-gaz-pétrole le long de la colonne de tubage du puits et le long de la tube de production, sur les dépendances de l'hydrodynamique d'une pompe submersible électrique. De plus, en particulier pour les pompes à entraînement électrique, il est souvent nécessaire de connaître les températures exactes à la fois du fluide pompé et des éléments de l'unité de pompage, par conséquent, dans la procédure de sélection, une place importante est occupée par les processus thermodynamiques d'interaction entre la pompe, le moteur immergé et le câble conducteur de courant avec le fluide pompé du réservoir multicomposant, caractéristiques thermodynamiques qui évoluent en fonction des conditions environnantes.
Il convient de noter qu'avec toute méthode de sélection d'une unité de pompage de fond de puits, certaines hypothèses et simplifications sont nécessaires pour créer des modèles plus ou moins adéquats du fonctionnement du système «réservoir-puits-unité de pompage».
Dans le cas général, ces hypothèses forcées qui n'entraînent pas d'écarts significatifs des résultats calculés par rapport aux données de terrain réelles comprennent les éléments suivants :
Le processus de filtration du fluide de formation dans la zone de formation du fond de puits lors du processus de sélection de l'équipement est stationnaire, avec des valeurs constantes de pression, de coupe d'eau, de facteur de gaz, de facteur de productivité, etc. ;
L'inclinogramme du puits est un paramètre invariant dans le temps.
Lors de la sélection à l'aide d'un ordinateur, la valeur de la chute de pression totale (LR) dans la section calculée de la colonne de tubage ou de la colonne de tubage se compose de plusieurs composants principaux - les pertes par frottement, les pertes pour surmonter la gravité, la composante inertielle et le travail du gaz.
La masse volumique du mélange gaz-eau-huile est calculée en tenant compte du glissement de la phase gazeuse par rapport à la phase huileuse et en tenant compte du glissement de l'huile elle-même par rapport à l'eau. La prise en compte de l'effet de la vitesse relative est nécessaire dans la section "fond de puits - admission de la pompe" et souhaitable dans la section "injection de la pompe - tête de puits". Lors de la détermination de la densité du mélange gaz-eau-huile, en particulier dans la condition P< Р, les dépendances thermodynamiques du processus de dégazage et la véritable teneur en gaz, qui dépend de la structure de l'écoulement et de l'influence des forces visqueuses, sont prises en compte. La possibilité de calculer les changements d'état du fluide pompé avec un petit pas le long de la hauteur de la colonne (le long de la profondeur du puits) permet de négliger l'effet d'étranglement et de calculer le changement de température par parcelles dans une relation linéaire. Il convient de noter que lors de la sélection de pompes à l'aide d'un ordinateur, il est opportun, et souvent nécessaire, d'avoir un calcul thermodynamique précis qui prend en compte la valeur calorifique de l'équipement submersible, les processus de transfert de chaleur dans la pompe submersible, sur les surfaces extérieures du moteur immergé et du câble, transfert de chaleur du flux de fluide de formation vers les parois de la colonne HKT et tubage et échange de chaleur avec l'environnement.
Dans la solution logicielle du problème de sélection des pompes à entraînement électrique, les caractéristiques de pression et de puissance des pompes et des moteurs submersibles sont présentées sous la forme de dépendances H f(Q), à la fois pour travailler sur l'eau et pour travailler sur de vrais liquides.
Le calcul des données principales de l'écoulement du fluide de formation dans la colonne de production et dans la colonne de tubage est effectué selon la même méthode, et le calcul lui-même peut être effectué de manière "top-down", c'est-à-dire en utilisant les valeurs de tête de puits de pression, température, débits d'huile, d'eau et de gaz comme conditions initiales, et "ascendant". Dans ce cas, les valeurs du réservoir et du fond de trou (pression, température, facteur de gaz, viscosité, densité, etc.) deviennent les conditions initiales.
Principal difficulté à créer des programmes de sélection de puits l'équipement consiste dans le fait que chaque nouvelle sélection doit être précédée d'études complexes du réservoir et de sa zone de fond de puits, zone de perforation, fond de puits, colonne de tubage, fluide de réservoir. Lors de l'utilisation de données obsolètes (plus de 3 - 6 mois en fonction de la dynamique des processus de développement du champ et de ses propriétés) ou des données moyennes pour un réservoir ou un champ, l'effet de la sélection de la machine est fortement réduit et les coûts de développement de programmes de sélection complets complexes deviennent tout simplement déraisonnables.
1) En fonction des données géophysiques, hydrodynamiques et thermodynamiques du réservoir et de la zone de fond de puits, ainsi que du débit de puits prévu (optimal ou limitant selon la tâche de sélection), les valeurs de fond de trou sont déterminées - pression, température, coupe d'eau et teneur en gaz du fluide de formation.
2) Selon les lois de dégazage (variations de la pression actuelle et de la pression de remplissage, température, facteurs de compressibilité du gaz, de l'huile et de l'eau) de l'écoulement du fluide de formation, ainsi que selon les lois du mouvement relatif des composants individuels de cet écoulement le long de la colonne de tubage dans la section "trou inférieur - aspiration de la pompe", la profondeur de descente requise de la pompe est déterminée, ou, qui est pratiquement la même pression à l'aspiration de la pompe, assurant le fonctionnement normal du groupe motopompe. Comme l'un des critères de détermination de la profondeur de suspension de la pompe, on peut choisir la pression à laquelle la teneur en gaz libre à l'aspiration de la pompe ne dépasse pas une certaine valeur. Un autre critère peut être la température maximale admissible du liquide pompé à l'aspiration de la pompe,
Dans le cas d'un résultat consommateur réel et satisfaisant du calcul de la profondeur de descente requise de la pompe, une transition est faite au paragraphe 3 de cette méthodologie.
Si le résultat du calcul s'avère irréaliste (par exemple, la profondeur de la descente de la pompe s'avère supérieure à la profondeur du puits lui-même), le calcul est répété à partir du paragraphe 1 avec des données initiales modifiées, par exemple, avec une diminution du débit prévu, avec un facteur de productivité du puits accru (après le traitement prévu de la zone de formation de fond de puits), lors de l'utilisation de dispositifs spéciaux en amont (séparateurs de gaz, désémulsifiants), etc.
La profondeur estimée de la suspension de la pompe est vérifiée pour une éventuelle flexion de l'unité de pompage, pour l'angle de déviation de l'axe du puits par rapport à la verticale, pour le taux d'augmentation de la courbure, après quoi la profondeur de suspension ajustée est sélectionnée.
3) En fonction de la profondeur de suspension sélectionnée, de la taille standard du tubage et du tube, ainsi que du débit prévu, de la coupure d'eau, du facteur de gaz, de la viscosité et de la densité du fluide du réservoir et des conditions de la tête de puits, la tête de pompe requise est déterminée.
4) Selon le débit prévu et la hauteur requise, les unités de pompage sont sélectionnées dont les caractéristiques de performance sont proches du débit et de la hauteur calculés. Pour les tailles standard sélectionnées d'unités de pompage, leurs caractéristiques de performance "eau" sont recalculées pour les données réelles des fluides de formation - viscosité, densité, teneur en gaz.
5) Selon la nouvelle caractéristique "huile" de la pompe, le nombre d'étages de fonctionnement est sélectionné pour satisfaire les paramètres spécifiés - débit et pression. Sur la base des caractéristiques recalculées, la puissance de la pompe est déterminée et le moteur d'entraînement, le câble porteur de courant et l'équipement au sol (transformateur et poste de commande) sont sélectionnés.
6) La température du fluide du réservoir à l'entrée de la pompe, la puissance, le rendement et le transfert de chaleur de la pompe et du moteur submersible déterminent la température des principaux éléments de l'unité de pompage ; bobinages du moteur, huile dans la protection hydraulique, conducteur de courant, câble conducteur de courant, etc. Après avoir calculé les températures aux points caractéristiques, la conception du câble est spécifiée en termes de résistance thermique (longueur et extension du bâtiment), ainsi que la conception du SEM, de son fil de bobinage, de son isolation et de son huile hydroprotection.
Si la température de conception s'avère supérieure au maximum autorisé pour les éléments des groupes de pompage utilisés dans cette région particulière ou s'il n'est pas possible de commander des composants d'équipement coûteux à haute température, le calcul doit être effectué pour d'autres groupes de pompage (avec caractéristiques modifiées de la pompe et du moteur, par exemple, avec un rendement plus élevé, avec un grand diamètre extérieur du moteur, etc.).
7) Après la sélection finale en termes de débit, de pression, de température et d'encombrement, la possibilité d'utiliser l'installation sélectionnée pour le développement d'un puits de pétrole après forage ou réparation souterraine est vérifiée. Dans ce cas, le fluide tuant lourd ou un autre fluide (mousse) utilisé dans ce puits est pris comme fluide pompé pour le calcul. Le calcul est effectué pour la densité et la viscosité modifiées, ainsi que pour d'autres dépendances de l'évacuation de la chaleur de la pompe et du moteur submersible au liquide pompé. Dans de nombreux cas, ce calcul détermine le maximum possible temps de fonctionnement non-stop du submersible pendant le développement du puits jusqu'à ce que la température critique sur les enroulements du stator du moteur submersible soit atteinte.
8) Après l'achèvement de la sélection, si nécessaire, la possibilité de faire fonctionner l'installation sur un fluide de formation contenant des impuretés mécaniques ou des éléments corrosifs est vérifiée. S'il est impossible de commander une version spéciale d'une pompe résistante à l'usure ou à la corrosion pour ce puits particulier, les mesures géologiques, techniques et d'ingénierie nécessaires sont déterminées pour réduire l'impact des facteurs indésirables.
Université d'État russe du pétrole et du gaz. IM Gubkina
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Les résultats de la sélection des pompes à entraînement électrique
Champ : Krapivinskoe
Puits : 1084
Données communes :
Le calcul a été effectué pour des pompes de type : Centrifuge
avec les conceptions possibles suivantes :Standard
Le débit prévu du puits est de 100 mètres cubes/jour
Longueur de la zone de perforation 2200 m
Longueur de suspension de la pompe à 10 % St. gaz 1555m
Coefficient de productivité 13,76 mètres cubes / MPa * jour.
Diamètre du boîtier 150 mm
Min. diamètre du tube 73 mm
Niveau dynamique 900 m
Profondeur du début des précipitations d'ASPO 435 m
La température des précipitations à ASPO est de 21 °С
Température à l'aspiration de la pompe 59,07 °C
Nombre de mech. impuretés 0,8 mg/l
Pression du réservoir 22 MPa
Pression annulaire 2,6 MPa
Pression tampon 1,4 MPa
Pression de fond 14,73 MPa
Pression d'entrée 8,71 MPa
Pression de saturation 15,9 MPa
GOR 200 m3/m3
Coupe d'eau 0,6 unités.
Densité de l'huile 827 kg/m3
Densité de l'eau 1034 kg/m3
Viscosité de l'huile 0,0046 Pa*s
Max. angle de déviation par rapport à la verticale 0 deg.
Facteur d'usure de la pompe 1 unité
Option :
Option 1
Nom : AN900 REDA-790
Type : Centrifuge
Température de sortie, ° С : 63,52
Efficacité, % : 41,09
Puissance, kW : 20,29
Qréception/Qopt. : 0,98
Efficacité de réception / Efficacité max. : 0,78
Fabricant: REDA
Nom : REDA456-31
Puissance, kW : 23
Fabricant: REDA
Nom : KPBP (3x10 mm)
Puissance en tenant compte des pertes, kW : 26,3
Consommation d'énergie par tonne d'huile, kW/h : 15,78
Le coût de levage de tonnes de pétrole, frotter. 31.56
Option 2
Pompe _______________________________________
Nom : ANM580 REDA-630
Type : Centrifuge
Température de sortie, °С : 64,38
Efficacité, % : 36,62
Puissance, kW : 22,77
Qréception/Qopt : 1,17
Efficacité de réception / Efficacité max. : 0,69
Fabricant: REDA
Moteur __________________________________
Nom : FME450-35
Puissance, kW : 26
Fabricant: CENTRIL
Câble ___________________________________________
Nom : KPBP (10 mm, 90 °С)
Max. température de fonctionnement, ° С: 90
Économie __________________________________
Puissance tenant compte des pertes, kW : 28,86
Coûts énergétiques par tonne de pétrole, kW/h : 17,31
Le coût de levage de tonnes de pétrole, frotter. 34,63
Variante 3
Pompe _______________________________________
Nom : REDA DN1000-750
Type : Centrifuge
Température de sortie, ° С : 63,03
Efficacité, % : 44,47
Puissance, kW : 18,75
Qréception/Qopt. : 0,85
Efficacité de réception / Efficacité max. : 0,75
Fabricant: REDA
Moteur __________________________________
Nom : PED22-117
Puissance, kW : 22
Fabricant : ALMET
Câble ___________________________________________
Nom : KPBP (10 mm, 90 °С)
Max. température de fonctionnement, ° С: 90
Économie __________________________________
Puissance tenant compte des pertes, kW : 23,48
Consommation électrique par tonne d'huile, kW/h : 14,09
Le coût de levage de tonnes de pétrole, frotter. 28.17
Sur la base des 3 options ESP proposées, il est nécessaire de choisir l'option n ° 3 avec l'installation REDA DN1000-750, car cette installation a l'efficacité maximale de 44,47% et les coûts énergétiques les plus bas pour soulever 1 tonne d'huile - 28,17 roubles .
Le débit journalier dû à l'événement lié au changement de l'ESP suite aux travaux d'optimisation passera de 80 à 100 m 3 /jour avec une coupure d'eau constante de 60% à une densité d'huile de 827 kg/m 3 , c'est-à-dire que le débit d'huile est passé de 26,5 à 33 t/jour.
Lors de la sélection des unités ESP pour les puits de pétrole, effectuée à l'aide d'un compte «manuel» (calculatrice, EXCEL, programmes shell ACCESS), il est nécessaire d'utiliser certaines hypothèses et simplifications supplémentaires dans la méthodologie de sélection pour réduire le temps de saisie des données et le temps de calcul.
Parmi ces hypothèses, les principales sont les suivantes :
1. Distribution uniforme de petites bulles de gaz dans la phase liquide à des pressions inférieures à la pression de saturation.
2. Répartition uniforme des composants d'huile et d'eau dans la colonne du liquide pompé dans la section "trou de fond - admission de la pompe" à toutes les valeurs de débit du puits.
3. Négligence du « glissement » de l'huile dans l'eau lorsque le fluide se déplace à travers la colonne de tubage et la colonne de production.
4. Identité des valeurs des pressions de saturation en modes statique et dynamique.
5. Le processus de mouvement du fluide du fond du puits à l'admission de la pompe, accompagné d'une diminution de la pression et de la libération de gaz libre, est isotherme.
6. La température du moteur submersible est considérée comme ne dépassant pas la température de fonctionnement normale, si la vitesse du liquide de refroidissement le long des parois du SEM n'est pas inférieure à celle recommandée dans les spécifications techniques du SEM ou dans le manuel d'utilisation des unités ESP.
7. La perte de charge (pression) lors du mouvement du fluide du fond du puits à l'aspiration de la pompe et de la zone d'injection de la pompe à la tête de puits est négligeable par rapport à la charge de la pompe.
Pour la sélection des ESP, les données initiales suivantes sont requises :
1. Densité, kg/m 3 :
huile séparée;
gaz dans des conditions normales.
2. Viscosité, m 2 / s (ou Pa s):
3. Débit prévu du puits, m 3 /jour.
4. Débit d'eau de la production du réservoir, fractions d'unité.
5. GOR, m 3 /m 3.
6. Facteur de volume d'huile, unités
7. Profondeur de l'emplacement de la formation (trous de perforation), m.
8. Pression du réservoir et pression de saturation, MPa.
9. Température du réservoir et gradient de température, °С, °С/m.
10. Coefficient de productivité, m 3 /MPa jour.
11. Pression tampon, MPa.
12. Dimensions géométriques de la colonne de tubage (diamètre extérieur et épaisseur de paroi), de la colonne de production (diamètre extérieur et épaisseur de paroi), de la pompe et du moteur submersible (diamètre extérieur), mm.
La sélection de l'installation ESP s'effectue dans l'ordre suivant ;
1. La densité du mélange est déterminée dans la section "trou de fond - aspiration de la pompe" en tenant compte des simplifications :
où ρ n est la masse volumique de l'huile séparée, kg/m 3 ;
ρ c - densité de l'eau de formation,
ρ d est la masse volumique du gaz dans des conditions standard ;
Г - teneur en gaz volumétrique actuelle ;
b- coupe d'eau fluide de formation,
2. La pression de fond de puits est déterminée, à laquelle le débit de puits donné est assuré :
,
où R pl - pression de formation;
Q- débit de puits donné ;
À prod - coefficient de productivité du puits.
3. La profondeur de l'emplacement du niveau dynamique est déterminée pour un débit de liquide donné :
.
4. La pression à l'entrée de la pompe est déterminée, à laquelle la teneur en gaz à l'entrée de la pompe ne dépasse pas le maximum autorisé pour une région donnée et un type de pompe donné (par exemple, G = 0,15):
,
(avec l'exposant dépendant du dégazage du fluide du réservoir m = 1,0).
où: R us - pression de saturation.
5. La profondeur de suspension de la pompe est déterminée :
6. La température du fluide de formation à l'aspiration de la pompe est déterminée :
où J pl - température du réservoir; g t est le gradient de température.
7. Le coefficient volumétrique du liquide est déterminé à la pression à l'entrée de la pompe :
,
où À- coefficient volumétrique de l'huile à la pression de saturation ; b- coupe d'eau volumétrique des produits; R pr - pression à l'entrée de la pompe; R us - pression de saturation.
8. Le débit de liquide à l'entrée de la pompe est calculé :
.
9. La quantité volumétrique de gaz libre à l'entrée de la pompe est déterminée :
,
où g- facteur gaz.
10. La teneur en gaz à l'entrée de la pompe est déterminée :
.
11. Le débit de gaz à l'entrée de la pompe est calculé :
.
12. La vitesse réduite du gaz dans la section de la colonne de tubage à l'entrée de la pompe est calculée :
où F sv - section du puits à l'entrée de la pompe.
13. La véritable teneur en gaz à l'entrée de la pompe est déterminée :
,
où DE n - le taux de remontée des bulles de gaz, en fonction de la coupe d'eau de la production du puits ( DE n = 0,02 cm/s à b < 0,5 или С п = 0,16 см/с при b > 0,5).
14. Le travail du gaz est déterminé dans la section "fonds - admission de la pompe":
.
15. Le travail de gaz est déterminé dans la section "injection de la pompe - tête de puits":
,
où 
;
.
Les valeurs avec l'indice "buf" se réfèrent à la section transversale de la tête de puits et sont la pression "tampon", la teneur en gaz, etc.
16. La pression de pompe requise est déterminée :
où L dyn - profondeur de localisation du niveau dynamique; R tampon - pression du tampon ; P r1 - pression de fonctionnement du gaz dans la section "trou de fond - admission de la pompe" ; P g2 - pression de fonctionnement du gaz dans la section "injection de la pompe - tête de puits".
17. En fonction du débit de la pompe d'entrée, de la pression requise (tête de pompe) et du diamètre intérieur du corps, la taille de la pompe centrifuge submersible est sélectionnée et les valeurs caractérisant le fonctionnement de cette pompe dans le meilleur mode (débit, hauteur, rendement, puissance) et en mode alimentation sont déterminés, égaux à "0" (pression, puissance).
18. Le coefficient de variation du débit de la pompe est déterminé lors du fonctionnement sur un mélange huile-eau-gaz par rapport à la caractéristique de l'eau:
où ν - viscosité effective du mélange ;
Q oB est le débit optimal de la pompe sur l'eau.
19. Le coefficient de variation de l'efficacité de la pompe due à l'influence de la viscosité est calculé :
.
20. Le coefficient de séparation des gaz à l'entrée de la pompe est calculé :
,
où F bien - la zone de l'anneau formée par la paroi interne de la colonne de tubage et le corps de pompe.
21. L'alimentation relative en fluide à l'entrée de la pompe est déterminée :
où Q oB - alimentation en mode optimal en fonction des caractéristiques "eau" de la pompe.
22. Le débit relatif à l'entrée de la pompe est déterminé au point correspondant dans la caractéristique de l'eau de la pompe :
.
23. La teneur en gaz à l'aspiration de la pompe est calculée en tenant compte de la séparation des gaz :
.
24. Le coefficient de variation de la tête de pompe due à l'influence de la viscosité est déterminé :
.
Déterminer le changement de pression et d'autres indicateurs de performance des pompes submersibles centrifuges avec une viscosité de fluide qui diffère considérablement de la viscosité de l'eau et de la viscosité du pétrole dévonien dans des conditions de réservoir (plus de 0,03-0,05 cm 2 / s), et une insignifiante teneur en gaz à l'aspiration de la pompe du premier étage pour tenir compte de l'influence de la viscosité, vous pouvez utiliser le nomogramme P.D. Lyapkov (Fig. 5.162).
Le nomogramme a été construit pour recalculer la caractéristique de la pompe obtenue lors de l'injection d'eau dans la caractéristique lors de l'injection d'un liquide visqueux homogène. La ligne pointillée sur le nomogramme montre les courbes de recalcul des caractéristiques de la pompe pour son fonctionnement avec une émulsion de différentes viscosités. Les courbes en pointillés ont été obtenues par V.P. Maksimov.
La limitation de l'utilisation du nomogramme sur la teneur en gaz dans le liquide pour différentes tailles de pompes n'est pas la même. Mais on peut dire qu'avec une teneur en gaz de 5 à 7 % ou moins au premier étage de la pompe, l'effet du gaz sur le fonctionnement de la pompe peut être ignoré et un nomogramme peut être utilisé.
25. Le coefficient de variation de la pression de la pompe est déterminé en tenant compte de l'influence du gaz :
,
où 
.
26. La pression de la pompe sur l'eau est déterminée en mode optimal:
Riz. 5.162. Nomogramme permettant de déterminer les coefficients de conversion des caractéristiques de l'ESP en tenant compte de la viscosité du liquide
27. Le nombre requis d'étages de pompe est calculé :
où h st - tête d'un étage de la pompe sélectionnée.
Le nombre Z est arrondi à une valeur entière supérieure et égalisé avec le nombre standard d'étages de la taille de pompe sélectionnée. Si le nombre d'étages calculé s'avère supérieur à celui indiqué dans la documentation technique pour la taille de pompe sélectionnée, il est alors nécessaire de sélectionner la taille standard suivante avec un plus grand nombre d'étapes et de répéter le calcul, à partir du paragraphe 17
Si le nombre d'étages calculé est inférieur à celui spécifié dans les spécifications techniques, mais que leur différence ne dépasse pas 5%, la taille de pompe sélectionnée est laissée pour un calcul ultérieur. Si le nombre standard d'étages dépasse celui calculé de 10%, une décision est alors nécessaire pour démonter la pompe et retirer les étages supplémentaires. Une autre option peut être de décider de l'utilisation d'un étranglement en tête de puits.
Un calcul supplémentaire est effectué à partir du point 18 pour les nouvelles valeurs de la caractéristique de fonctionnement.
28. L'efficacité de la pompe est déterminée en tenant compte de l'influence de la viscosité, du gaz libre et du mode de fonctionnement :
,
où η oB - l'efficacité maximale de la pompe sur la caractéristique de l'eau.
29. La puissance de la pompe est déterminée :
30. La puissance du moteur submersible est déterminée :
.
31. Vérification de la pompe pour la possibilité de prendre du liquide lourd.
Dans les puits avec écoulement ou éjection possible de liquide lors du changement de pompe de puits, la mise à mort est effectuée en versant un liquide lourd (eau, eau avec alourdissants). Lors de l'abaissement d'une nouvelle pompe, il est nécessaire de pomper ce «liquide lourd» du puits avec la pompe afin que l'installation commence à fonctionner au mode optimal lorsque le pétrole est prélevé. Dans ce cas, il faut d'abord vérifier la puissance consommée par la pompe lorsque la pompe pompe un liquide lourd. La masse volumique correspondant au liquide lourd pompé (pour la période initiale de son prélèvement) est inscrite dans la formule de détermination de la puissance.
A cette puissance, une éventuelle surchauffe du moteur est contrôlée. En augmentant la puissance et la surchauffe, la nécessité de compléter l'installation avec un moteur plus puissant est déterminée.
A la fin du prélèvement de fluide lourd, le déplacement du fluide lourd du tube par le fluide de formation dans la pompe est contrôlé. Dans ce cas, la pression créée par la pompe est déterminée par les caractéristiques de fonctionnement de la pompe sur le fluide de formation, et la contre-pression en sortie est déterminée par la colonne de fluide lourd.
Il est également nécessaire de vérifier la variante de fonctionnement de la pompe, lorsque le liquide lourd est pompé non pas dans l'échelle, mais vers le bec, si cela est permis en raison de l'emplacement du puits.
La vérification de la pompe et du moteur submersible pour la possibilité de pomper un fluide lourd (fluide tueur) pendant le développement du puits est effectuée selon la formule:
où ρ hl est la densité du fluide tueur.
Dans ce cas, la hauteur de pompe est calculée lors du développement du puits :
.
Évaluer H hl est comparé à la pression H passeport caractéristiques de l'eau de la pompe.
La puissance de la pompe est déterminée lors du développement du puits :
.
Puissance consommée par le moteur immergé lors du développement du puits :
.
32. L'installation est vérifiée pour la température maximale admissible à l'aspiration de la pompe :
où [T] est la température maximale admissible du liquide pompé à l'entrée de la pompe submersible.
33. L'installation est contrôlée pour l'évacuation de la chaleur en fonction de la vitesse minimale admissible du liquide de refroidissement dans la section annulaire formée par la surface intérieure du boîtier sur le site d'installation de l'unité submersible et la surface extérieure du moteur submersible, pour laquelle nous calculer le débit du liquide pompé :
où F = 0,785 (ré 2 – ré 2) - aire de la section annulaire;
ré- diamètre intérieur de la colonne de tubage ;
ré- diamètre extérieur du DESP.
Si le débit du liquide pompé O s'avère supérieure à la vitesse minimale admissible du liquide pompé [ O], l'état thermique du moteur submersible est considéré comme normal.
Si l'unité de pompage sélectionnée n'est pas en mesure de prélever la quantité requise de fluide tueur à la profondeur de suspension sélectionnée, elle (profondeur de suspension) est augmentée de Δ L= 10 - 100 m, après quoi le calcul est répété à partir de l'étape 5. La valeur de Δ L dépend de la disponibilité du temps et des capacités de la technologie informatique de la calculatrice.
Après avoir déterminé la profondeur de suspension du groupe motopompe en fonction de l'inclinogramme, vérifier la possibilité d'installer la pompe à la profondeur choisie (par le taux de gain de courbure par 10 m de pénétration et par l'angle maximal de déviation de l'axe du puits par rapport à la verticale). Dans le même temps, la possibilité de faire fonctionner l'unité de pompage sélectionnée dans ce puits et les sections les plus dangereuses du puits, dont le passage nécessite une attention particulière et de faibles vitesses de descente lors du forage, est vérifiée.
Les données nécessaires à la sélection des installations sur la configuration des installations, les caractéristiques et les principaux paramètres des pompes, moteurs et autres unités d'installations sont données à la fois dans ce livre et dans la littérature spécialisée.
Pour déterminer indirectement la fiabilité du moteur submersible, il est recommandé d'estimer sa température, car la surchauffe du moteur réduit considérablement sa durée de vie. L'augmentation de la température de l'enroulement de 8 à 10 °C au-dessus de celle recommandée par le fabricant réduit de 2 fois la durée de vie de certains types d'isolation. Recommandez le mode de calcul suivant. Calculer la perte de puissance dans le moteur à 130 °C :
, (5.1)
où b 2 , Avec 2 et ré 2 - coefficients de conception (voir); N n et η d.s. - la puissance nominale et le rendement du moteur électrique, respectivement. La surchauffe du moteur est déterminée par la formule :
. (5.2)
où b 3 et Avec 3 - coefficients de conception.
Du fait du refroidissement, les pertes dans le moteur sont réduites, ce qui est pris en compte par le coefficient K t .
où b 5 - coefficient (voir annexe 3).
Alors les pertes d'énergie dans le moteur (Σ N) et sa température ( t dc) sera égal à :
(5.6)
La température des enroulements du stator de la plupart des moteurs ne doit pas dépasser 130 °C. Si la puissance du moteur sélectionné ne correspond pas à celle recommandée par la liste de prélèvement, un moteur de taille standard différente de la même taille est sélectionné. Dans certains cas, il est possible de choisir un moteur de plus grand diamètre, mais il est nécessaire de vérifier la dimension transversale de l'ensemble de l'ensemble et de la comparer avec le diamètre intérieur de la colonne de tubage du puits.
Lors du choix d'un moteur, la température du liquide environnant et son débit doivent être pris en compte. Les moteurs sont conçus pour fonctionner dans un environnement avec des températures allant jusqu'à 90 °C. À l'heure actuelle, un seul type de moteur permet une élévation de température jusqu'à 140 ° C, mais une augmentation supplémentaire de la température réduira la durée de vie du moteur. Cette utilisation du moteur est autorisée dans des cas particuliers. Il est généralement souhaitable de réduire sa charge pour réduire la surchauffe des fils de bobinage. Chaque moteur a son propre débit minimum recommandé en fonction de ses conditions de refroidissement. Cette vitesse doit être vérifiée.
