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Calcul et sélection des équipements ESP. Calcul de la sélection d'ESP Calcul de la sélection d'ESP au puits

Sous la sélection d'ESP pour les puits de pétrole, dans un cadre étroit, signification spécifique, désigne la détermination de la ou des dimensions standards des installations qui assurent une production donnée de fluide de formation à partir d'un puits à des indicateurs de performance optimaux ou proches de l'optimum (alimentation, pression, puissance, temps moyen entre pannes, etc.). Au sens plus large, la sélection désigne la détermination des principaux indicateurs de fonctionnement du système interconnecté « réservoir de pétrole - puits - unité de pompage » et la sélection des combinaisons optimales de ces indicateurs. L'optimisation peut être effectuée selon divers critères, mais en fin de compte, ils doivent tous viser un seul résultat final : minimiser le coût d'une unité de production - une tonne de pétrole. Tout d'abord, les données initiales nécessaires sont établies : l'équation d'afflux est sélectionnée ; déterminer les propriétés du pétrole, de l'eau, du gaz et de leurs mélanges qui sont censés être pompés hors du puits ; conception du boîtier de production. La profondeur d'abaissement de la pompe LH est déterminée en tenant compte de la teneur en gaz du flux de pétrole et de gaz à l'entrée p in selon une méthode similaire à la méthode de détermination de la profondeur d'abaissement d'une pompe à tige de pompage. Pour ce faire, tracer les courbes de répartition de la pression et du débit de gaz p le long des tubes de tubage par étapes de bas en haut, à partir d'une pression de fond donnée, déterminée par l'équation d'entrée pour un débit connu (courbes / et 3 En figue. VIII. 18). Teneur en gaz de flux - rapport de débit volumétrique V gaz sur place consommation totale mélanges de gaz et de liquide q- déterminé par la formule β = V/(V+q). Le long de la courbe 3 (voir Fig. VIII.18) estimer la profondeur préliminaire de descente de la pompe (sur la base des valeurs admissibles de la teneur volumétrique en gaz à l'admission de la pompe ; p BX = 0,05-f-0,25) et de la pression camping-car x(le long de la courbe /). Les limites mentionnées pour la teneur en gaz à l'entrée de la pompe sont établies sur la base des données de test de l'ESP lors du pompage d'un liquide gazeux. Si βin = 0÷0,05, alors le gaz a peu d'effet sur le fonctionnement de la pompe ; si βin = 0,25÷0,3, alors l'alimentation de la pompe est interrompue. Il est pratiquement conseillé d'avoir une pression d'entrée de pompe d'au moins 1-1,5 MPa. Pour déterminer la pression au refoulement de la pompe p„yk, c'est-à-dire dans la section la plus basse du tube, la répartition de la pression dans les tuyaux est également calculée par étapes de haut en bas à partir de la pression connue en tête de puits. RU,égale à la pression dans le système de collecte (voir Fig. VIII.18, courbe 2). Dans ce cas, une séparation partielle des gaz est prise en compte * à l'entrée de la pompe, qui remonte dans l'espace annulaire en contournant la pompe et est évacuée dans la conduite d'écoulement par un clapet anti-retour.

Lors du calcul de la répartition de la pression dans les tubes, leur diamètre d réglé en tenant compte du débit :

Il est à noter que d'après les valeurs trouvées r s et pour un débit Ql donné, dans des conditions standards, il est toujours impossible de sélectionner une caractéristique de pompe appropriée avec une précision suffisante, car les caractéristiques d'usine, basées sur les données du processus de pompage de l'eau, ne prennent pas en compte l'influence des propriétés des mélanges gaz-liquides et les conditions thermodynamiques de fonctionnement des unités de pompage. Le débit réel de fluide à travers la pompe différera des valeurs spécifiées Qlsu en raison du fait qu'une grande quantité de gaz peut se dissoudre dans le liquide pompé par la pompe. Le liquide qui lave le moteur électrique se réchauffe. De plus, il contient une certaine quantité de gaz libre et ces facteurs contribuent à une augmentation significative du volume du mélange gaz-liquide (GLM) traversant la pompe (par rapport au débit donné dans les conditions standards QLSU ). Il convient de prendre en compte que le débit de gaz liquide sur toute la longueur de la pompe en raison d'une augmentation de la pression de refoulement et d'une diminution de la quantité de gaz libre dans le liquide n'est pas constant. À leur tour, les propriétés du liquide et sa viscosité affectent les caractéristiques de pression de la pompe. Également en raison de l'expansion rapide de leurs domaines d'application dans l'industrie pétrolière - dans les systèmes de maintien de la pression du réservoir (avec une alimentation jusqu'à 3000 m 3 / jour à une pression allant jusqu'à 2000 m), pour le relevage de l'eau des prises d'eau et des puits artésiens, pour l'exploitation séparée de plusieurs couches avec un seul réseau de puits.

Système de développement. Concepts de développement de base.

Développement de champs pétrolifères– un processus multiparamétrique, chaque maillon technologique de ce processus doit fonctionner dans un mode optimal, ce qui crée à son tour une hiérarchie de critères d'optimisation. Dans de telles conditions, il est nécessaire d'identifier le succès stratégique dans le processus de développement du terrain et de déterminer les principaux critères. Systèmes de développement– un ensemble de solutions d'ingénierie interdépendantes qui déterminent l'objet de développement, la séquence et le rythme de leur forage et de leur développement, la présence ou l'absence d'impact sur la formation, le nombre, le ratio et la localisation des puits de production et d'injection, le nombre de puits de réserve , gestion du processus de développement, protection du sous-sol et environnement. Tout système de développement peut être classé selon 2 caractéristiques principales:1).Selon la présence ou l'absence d'impact sur la formation. 2) Selon le système de placement des puits. Chaque système de développement peut être caractérisé par les paramètres suivants : 1) Coefficient de densité du modèle de puits – Sс, Sс =F/n.[ha/KV] ; F – zone du gisement ; n – nombre de puits ; 2).Paramètre Krylov Ncr.= Vinit.recovery./n, [t.tons], c'est-à-dire réserves récupérables pour 1 puits ; 3) Paramètre d'intensité du système de développement Wint.=n INJECTION/n PRODUCTION. (1;0,5;0,3); 4). Paramètre des puits de réserve Wres.=n RES./n TOTAL (0,1-0,3). Sélection d'un système de développement. Le choix dépend des facteurs suivants : 1. Les conditions naturelles et climatiques ; 2. Taille et configuration du réservoir d’huile ; H. Caractéristiques géologiques de la structure ; 4. Hétérogénéité des formations productives ; 5. État physique des hydrocarbures ; 6. Disponibilité des ressources d'agents de travail ; 7. Régime naturel des dépôts ; 8. Propriétés du pétrole.

Système de développement sans affecter la formation. Le développement est réalisé dans les cas suivants : 1). Lorsque le bilan énergétique naturel du gisement se reconstitue naturellement et que le développement est réalisé efficacement à l'aide de sources d'énergie naturelles ; 2). Aucun agent de travail. H). Lorsque le développement d’impact n’est pas efficace. Lors du développement d'un gisement sans affecter la formation en mode d'épuisement (mode élastique, gaz dissous), les puits de production sont implantés sur la zone selon des maillages uniformes, rectangulaires ou carrés.

c) erreurs dans la sélection des équipements dues à des informations géologiques insuffisantes.

Le stock périodique d'UNP-1 a diminué de 18 puits

À 3 puits, ils ont été mis en mode constant à l'aide du NPS, à 15 puits, en modifiant la taille standard de l'ESP, et 34 puits ont été transférés au PPD.

Mesures de réduction du fonds périodique en 2005

1) Formation d'un système d'inondation (transfert de 20 puits au maintien de la pression du réservoir.

2) Optimisation du mode de fonctionnement des puits avec ESP (abaissement des unités de faible capacité.).

3) Introduction des pompes à vis fabrication importée.

4) Poursuivre la mise en œuvre de l'ESP avec TMS pour éviter les erreurs dans la sélection des équipements

Le coefficient d'alimentation ESP varie de 0,1 à 1,7 (tableau 5.5.). Environ 75 % des installations fonctionnent en mode proche de l’optimum (Capacité = 0,6-1,2).

Tableau 5.5. Répartition du coefficient d'alimentation ESP sur le champ de Khokhryakovskoye

Sur les 49 puits fonctionnant avec un débit de 0,1 à 0,4, la plupart (25 puits) sont en exploitation périodique. Pour les puits n° 154, 278, 1030, 916, 902 et 3503, il est recommandé de vérifier les équipements et tubages souterrains.

La liste des puits fonctionnant avec un débit supérieur à 1,2 est donnée dans le tableau 3.6.7. Parmi ceux-ci, les puits n° 130, 705, 163, 785, 1059 ont été optimisés pour une taille d'ESP plus grande.

Tableau 5.6. Liste des puits avec un approvisionnement K supérieur à 1,2

Et bien non.	Type de pompe	Soumettre	Liquide Q	Couche P, MPa	N din, m	Profondeur de dégagement de la pompe
702	ESP 50-2 100	1,7	65	20,5	1683	2300
130	TD-650-2100	1,4	100	17,9	1332	2380
705	ESP-160– 2100	1,6	123	18,3	2167	2400
707	TD-850-2100	1,5	114	16,5	1124	2260
163	ESP-160-2150	1,5	82	18,2	1899	2350
185	ESP 25-2100	1,4	29	20,0	1820	2245
818	ESP 80-2 100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	ESP 50-2 100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	ESP 30-2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ESP 125–2 100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	ESP 50-2 100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ESP 160-2 100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	ESP 80-2 100	1,4	72	16,1	1762	2080

D'une manière générale, pour le champ de Khokhryakovskoye, le taux d'utilisation des puits équipés d'ESP, comme il y a un an, se situe à moins de 0,87. Le principal indicateur de fiabilité - le temps entre les pannes pour une année glissante du 1er janvier 2003 au 1er janvier 2004, selon le fonds ESP, est passé de 303 jours à 380 jours, alors qu'en général pour OJSC NNP, cet indicateur est inférieur et est dans les 330 à 350 jours. La croissance de cet indicateur indique une quantité suffisante haut niveau travail du service production sur le choix de la taille standard des ESP, la réparation des puits, la mise en service des installations et le suivi en cours d'exploitation.

Sur le champ, 74 puits (17 % de la production en stock) sont soumis à des dépôts de paraffine. Selon le programme de « déparaffinage », tous les puits sont généralement rincés à l'huile chaude une fois par mois.

En 2003, il y a eu 208 pannes dans le domaine des puits équipés d'ESP. Le taux d'échec était de 0,85 unité. (le stock actuel est de 303 puits). En 2004, 229 défaillances ont été enregistrées sur le champ, avec un stock en exploitation plus important de 332 puits, et le taux de défaillance a diminué positivement à 0,79 unités. En général, OJSC NNP K a refusé. L'ESP à cette époque était de 0,85 unités.

5.2 Analyse des causes des pannes de l'ESP

Une analyse des causes des défaillances prématurées des puits équipés d'ESP montre l'image suivante, voir Fig. 5.1.4.

Jusqu'à 17 % des pannes sont dues à un travail de mauvaise qualité des équipes de réparation des puits souterrains. En cas de violation des réglementations relatives aux opérations de levage. En conséquence, cela entraîne des dommages aux câbles, une installation de mauvaise qualité de l'ESP, des fuites de tubes et un mauvais nettoyage des puits.

18 % des pannes se produisent dans des puits fonctionnant de manière intermittente, en raison d'un mauvais débit entrant, ainsi que d'une taille de pompe ne correspondant pas aux conditions de fonctionnement.

Dans 13% des refus, les raisons n'ont pas été identifiées, car les règles d'enquête ont été violées.

1. 10 % des défaillances sont dues à des dépôts de dépôts durs d'asphalte-résine-paraffine ainsi qu'à du tartre, du sable, des particules d'argile et de la rouille.

2. 9 % des pannes dues à l'élimination de l'agent de soutènement dans les puits après fracturation hydraulique, ce qui entraîne un blocage des arbres et une panne des pompes.

3. 8 % des pannes sont dues à un fonctionnement incontrôlé - il s'agit d'une violation du calendrier de déparaffinage, d'un manque de contrôle sur l'élimination de l'EHF, etc.

4. 6% des échecs sont dus à un manque de contrôle sur l'installation des paramètres.

5. Dans 5 % des cas, la défaillance est due à des défauts de fabrication, des vices cachés et des composants de mauvaise qualité des équipements de pompage submersibles et de surface.

En 2004, des indicateurs thermiques ont été installés sur les composants des équipements submersibles, dont le câble submersible, afin de déterminer la température du puits dans la zone d'exploitation de l'ESP. Cinq installations avec indicateurs thermiques ont été descendues dans des puits à démarrages lourds, avec élimination des impuretés mécaniques pour déterminer les zones de chauffage critiques. Les installations ont fonctionné en moyenne jusqu'à 100 jours, mais ont échoué en raison d'une diminution de la résistance d'isolation jusqu'à 0 sur toute la longueur de construction du câble. Dans tous les cas, la détection des défauts du câble a révélé la fonte de l'isolation du noyau dans une zone de 150 m à partir de l'épissure de la rallonge à une température de 130 °C.

Sur la base des résultats obtenus en 2004, lors de la réparation de puits à haut rendement, la longueur du câble d'extension résistant à la chaleur KRBK a été augmentée à 120 m et un insert de 500 m de câble du groupe 3 a été utilisé.

Pour améliorer le fonctionnement d'un parc de puits équipés d'ESP, il est recommandé :

Les puits devraient être développés et mis en service à l'aide d'une installation mobile d'un convertisseur de fréquence de type UPPC (Electon-05"). L'installation permet, sous certaines conditions techniques (profondeur de l'ESP, il existe une réserve de puissance du moteur électrique submersible), de réduire le temps de production du puits en modes de démarrage en douceur, d'augmenter le rabattement sur la formation, d'éliminer le brouillage de l'ESP en créant des couples accrus ;

Lors du choix de la taille standard des installations et des profondeurs de rabattement (dépression), une attention particulière doit être portée au parc de puits où la fracturation hydraulique a été réalisée. Lors du développement de puits après fracturation hydraulique à l'aide de pompes à jet sur des réserves de production de sable, il convient d'utiliser des unités ESP résistantes à l'usure de type ARH, conçues pour pomper des fluides EHF jusqu'à 2 g/l. De plus, cette fondation devrait servir à développer des technologies de sécurisation des ESP, à utiliser des dispositifs souterrains pour protéger la pompe des impuretés solides (filtres et débourbeurs pour ESP - ZAO Novomet, Prem) ;

Dans le stock intermittent, utiliser principalement des pompes haute pression et à faible rendement de type ESP 20, 25 et évaluer la possibilité d'augmenter la profondeur de descente de l'ESP, ainsi que de transférer les puits à faible rendement vers des unités de pompage USP et à jet. .

Pour réduire les accidents dus au démembrement de l'ESP, il est recommandé d'utiliser des dispositifs réduisant les vibrations des installations - centreurs d'arbre de pompe, amortisseurs, accouplements de sécurité - (JSC TTDN, Tioumen) ;

Une part importante des échecs est due à la qualité du travail effectué par les équipes de reconditionnement et de reconditionnement. Le recours à des équipes hautement qualifiées et le contrôle des travaux non routiniers augmenteront considérablement la fiabilité du parc minier.

Le principe de fonctionnement du parc de production de puits équipés d'ESP, en fonction de la profondeur de descente des équipements de pompage

En 2004, la répartition du parc de puits équipés d'ESP par profondeur de pompage et les caractéristiques de leur exploitation sur le champ de Khokhryakovskoye est la suivante, voir tableau 5.7. et Figure 5.1.5. – 5.1.8.

Une analyse du stock de puits équipés d'ESP du point de vue de la fiabilité et de l'efficacité en fonction des profondeurs de descente au champ de Khokhryakovskoye a montré que les ESP descendent à des profondeurs de 1 200 à 2 400 m. L'ensemble de l'intervalle de travail des profondeurs de descente est divisé en six groupes employant chacun de 15 à 120 puits équipés d'ESP.

Tableau 5.7. Principaux indicateurs de performance technologique des puits équipés d'ESP

Profondeur d'abaissement ESP, m.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Plus de 2400
Nombre de puits, unités	15	55	65	120	40	25
Débit de liquide, m 3 /jour	190	120	100	95	75	67
Coupure d'eau, %	96	86	66	54	47	35
Épouser. temps bien travaillé par an, jours	342	329	350	346	338	337

Les débits de liquide les plus élevés sont observés dans deux groupes de puits - dans la plage d'ESP descendant de 1 200 à 1 400 m et de 1 800 à 2 000 m. Dans les mêmes plages, l'équipement de pompage fonctionne pendant un plus grand nombre de jours, de 346 à 350 jours.

Des pourcentages de coupure d'eau plus faibles sont observés lors de l'exploitation d'ESP avec une profondeur de fonctionnement supérieure à 2 000 m.

Que. Les résultats de l'analyse de la dépendance des principales caractéristiques du fonctionnement des puits équipés d'ESP montrent que la réduction des profondeurs de descente à 2200-2400 m ne détériore pas significativement le fonctionnement de l'ESP. Comme le montre la figure 5.1.8. les niveaux dynamiques sont réduits en passant de paramètres plus petits au type grande taille et réduction de la pression du réservoir et du système d’inondation inégal.

État énergétique du gisement

Le développement du système de contrôle du trafic est à la traîne état actuel les retraits de liquide ont entraîné dernières annéesà une diminution de la pression du réservoir dans la zone de production.

Au 1er janvier 2004, la pression dans la zone d'extraction est tombée à 19,5 MPa (Fig. 5.8), la différence entre les pressions initiale et actuelle du réservoir était de 4,2 MPa.

La diminution de la pression du réservoir a également été affectée par des forages intensifs réalisés en 2000-2001. dans la partie Est du champ, non prévue par le projet. En conséquence, dans la partie orientale, il y a un retard dans la formation du système RPM, qui, avec les extractions forcées, affecte immédiatement l'état énergétique des zones.

Sélection d'installations de pompes électriques centrifuges (ECP) pour la production pétrolière.

La sélection d'unités de pompage pour puits de pétrole, au sens étroit et spécifique, signifie la détermination de la ou des tailles standards d'installations qui assurent une production donnée de fluide de formation à partir d'un puits à des indicateurs de performance optimaux ou proches de l'optimum (débit , pression, puissance, temps entre pannes, etc.) . Au sens plus large, la sélection désigne la détermination des principaux indicateurs de fonctionnement du système interconnecté « réservoir de pétrole - puits - unité de pompage » et la sélection des combinaisons optimales de ces indicateurs. L'optimisation peut être effectuée selon divers critères, mais en fin de compte, ils doivent tous viser un seul résultat final : minimiser le coût d'une unité de production - une tonne de pétrole.

La sélection des installations de pompes centrifuges pour puits de pétrole est effectuée selon des algorithmes basés sur des dispositions testées à plusieurs reprises dans l'industrie pétrolière et sur les résultats de travaux consacrés à l'étude de la filtration des liquides et des gaz dans la formation et la zone de fond de trou de la formation, le mouvement du mélange gaz-eau-pétrole le long du train de tubage, les lois d'évolution de la teneur en gaz, de la pression, de la densité, de la viscosité, etc., l'étude de la théorie de fonctionnement des unités submersibles centrifuges, principalement des pompes centrifuges de forage, sur du fluide de réservoir réel.

Les principaux travaux sur la sélection des ESP pour les puits de pétrole comprennent les travaux de P.D. Lyapkov, les méthodes créées à BashNIPIneft et TatNIPIneft, au NK "YUKOS" et les travaux réalisés par V.S. Linev, TRW Reda et les méthodes développées à l'OKB BN et à l'Université d'État de Russie. du pétrole et du gaz nommé d'après I.M. Gubkin.

Principes de base de la méthodologie de sélection d'un ESP pour un puits de pétrole.

La méthodologie générale de sélection d’un ESP selon les hypothèses existantes est la suivante :

1. Sur la base des données géophysiques, hydrodynamiques et thermodynamiques de la formation et de la zone de fond, ainsi que du débit de puits prévu (optimal ou limite selon le problème de sélection), les valeurs de fond de trou sont déterminées - pression, température , la coupe d'eau et la teneur en gaz du fluide de formation.

2. Selon les lois du dégazage (modifications de la pression actuelle et de la pression de saturation, température, coefficients de compressibilité du gaz, du pétrole et de l'eau) de l'écoulement du fluide de formation, ainsi que selon les lois du mouvement relatif des composants individuels de celui-ci s'écouler le long du train de tubage sur le site

«fond du puits - admission de la pompe» détermine la profondeur de descente requise de la pompe ou, ce qui est pratiquement la même chose, la pression à l'admission de la pompe, assurant le fonctionnement normal de l'unité de pompage. Comme l'un des critères permettant de déterminer la profondeur de suspension de la pompe, il est possible de sélectionner la pression à laquelle la teneur en gaz libre à l'entrée 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 réel et satisfaisant du calcul de la profondeur requise de la pompe, le passage au paragraphe 3 de cette méthode est effectué.

Si le résultat du calcul s'avère irréaliste (par exemple, la profondeur de la pompe s'avère supérieure à la profondeur du puits lui-même), le calcul est répété à partir de l'étape 1 avec des données initiales modifiées - par exemple, avec une diminution dans le débit prévu, avec un coefficient de productivité du puits accru (après le traitement prévu de la zone de formation de fond) , lors de l'utilisation de dispositifs spéciaux en amont (séparateurs de gaz, désémulsificateurs), etc.

La profondeur de suspension calculée de la pompe est vérifiée pour une éventuelle flexion de l'unité de pompage, l'angle de déviation de l'axe du puits par rapport à la verticale et le taux de gain de courbure, après quoi la profondeur de suspension spécifiée est sélectionnée.

3. Sur la base de la profondeur de suspension sélectionnée, de la taille standard des tuyaux de tubage et de tubage, ainsi que du débit prévu, de la coupe d'eau, du facteur de gaz, de la viscosité et de la densité du fluide de formation et des conditions de tête de puits, la pression de pompe requise est déterminée.

4. Sur la base du débit prévu et de la pression requise, des unités de pompage sont sélectionnées dont les caractéristiques de fonctionnement se situent à proximité immédiate des valeurs de débit et de pression calculées. Pour certaines tailles standard d'unités de pompage, leurs caractéristiques de performance « eau » sont recalculées en fonction des données réelles du fluide de formation - viscosité, densité, teneur en gaz.

5. Sur la base de la nouvelle caractéristique « huile » de la pompe, le nombre d'étapes 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 station de commande) sont sélectionnés.

6. Sur la base de la température du fluide de formation à l'admission de la pompe, de la puissance, de l'efficacité et du transfert de chaleur de la pompe et du moteur électrique submersible, la température des principaux éléments de l'unité de pompage est déterminée - les enroulements du moteur électrique, l'huile dans la protection hydraulique, le conducteur de courant, le câble conducteur de courant, etc. Après avoir calculé les températures en points caractéristiques, on précise la conception du câble en termes de résistance thermique (longueur face à face et extension), ainsi que la conception du moteur, de son fil de bobinage, de son isolation et de son huile de protection hydraulique.

Si la température calculée s'avère supérieure au maximum admissible pour les éléments des unités de pompage utilisés dans une région donnée ou si la commande d'unités ESP coûteuses à haute température est impossible, le calcul doit être effectué pour d'autres unités de pompage (avec des caractéristiques modifiées de la pompe et le moteur, par exemple avec un rendement plus élevé, avec un plus grand diamètre externe du moteur, etc.).

7. Après la sélection finale de l'ESP en termes de débit, de pression, de température et d'encombrement, la possibilité d'utiliser l'installation sélectionnée pour développer un puits de pétrole après forage ou réparation souterraine est vérifiée. Dans ce cas, le fluide de destruction lourd ou tout autre liquide (mousse) utilisé dans ce puits est pris comme liquide pompé pour le calcul. Le calcul est effectué pour les modifications de densité et de viscosité, ainsi que pour d'autres dépendances de l'évacuation de la chaleur de la pompe et du moteur électrique submersible vers le liquide pompé. Dans de nombreux cas, ce calcul détermine la durée maximale possible de fonctionnement non-stop de l'unité submersible pendant le développement du puits jusqu'à ce que la température critique soit atteinte sur les enroulements du stator du moteur submersible.

8. Après avoir terminé la sélection de l'ESP, l'installation, si nécessaire, est vérifiée pour la possibilité de fonctionner sur du fluide de formation contenant des impuretés mécaniques ou des éléments corrosifs. S'il est impossible de commander une conception spéciale d'une pompe résistante à l'usure ou à la corrosion pour un puits donné, les mesures géologiques, techniques et techniques nécessaires sont déterminées pour réduire l'influence de facteurs indésirables.

Pour sélectionner un ESP, les données initiales suivantes sont requises :

1. Densité, kg/m3 :

huile séparée;

gaz dans des conditions normales ;

2. Viscosité, m 2 / s :

3. Production prévue du puits, mètres cubes/jour.

4. Coupe d'eau des produits de formation, fractions d'unité.

5. Facteur de gaz, m3/m3.

6. Coefficient volumétrique d'huile, unités.

7. Profondeur de formation (trous de perforation), m.

8. Pression du réservoir et pression de saturation, MPa.

9. Température du réservoir et gradient de température, o C, o C/m.

10. Coefficient de productivité, m3/MPa*jour.

11. Pression tampon, MPa.

12. Dimensions géométriques du boîtier (diamètre extérieur et épaisseur de paroi), du train de tubes (diamètre extérieur et épaisseur de paroi), de la pompe et du moteur submersible (diamètre extérieur), mm.

La sélection d'une installation ESP s'effectue dans l'ordre suivant :

1. Déterminer la densité du mélange dans la section « fond du puits - prise de la pompe », en tenant compte des simplifications :

r cm = ( (1-G) + r g G

où r n - densité de l'huile séparée, kg/cub.m

r in - densité de l'eau de formation,

r g - densité du gaz dans des conditions standard ;

G - teneur volumétrique actuelle en gaz ;

b- coupe d'eau du fluide de formation.

2. Déterminez la pression de fond de trou à laquelle le débit de puits spécifié est assuré :

R zab = R pl - Q / K prod

où Ppl est la pression du réservoir ;

Q est le débit de puits spécifié ;

Kprod - coefficient de productivité du puits.

3. Déterminer la profondeur du niveau dynamique à un débit de fluide donné :

N din = L carré - P zab * Q / r cm g

4. Nous déterminons la pression à l'entrée de la pompe à laquelle la teneur en gaz à l'entrée de la pompe ne dépasse pas le maximum autorisé pour de cette région(par exemple - G=0,15) :

R pr = (1 – G) R us

(avec l'exposant dépendant du dégazage du fluide de formation m = 1,0).

où : P us - pression de saturation.

5. Déterminez la profondeur de suspension de la pompe :

L = N din + P pr / r cm g

6. Déterminer la température du fluide de formation à l'aspiration de la pompe :

T = Tpl – (L bien - L) * G t ;

où Tpl - température du réservoir ;

G t - gradient de température.

7. Déterminer le coefficient volumétrique du liquide à la pression à l'entrée de la pompe :

B * = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) ÖP pr / P us

où : B est le coefficient volumétrique de l'huile à la pression de saturation ;

b - coupe d'eau volumétrique des produits ;

P pr - pression à l'entrée de la pompe ;

Le pus est la pression de saturation.

8. On calcule le débit de fluide à l'entrée de la pompe :

Q pr = Q * B *

9. Déterminez la quantité volumétrique de gaz libre à l'entrée de la pompe :

G pr = G [1- (P pr / P us)],

Où G est le facteur gaz.

10. Déterminez la teneur en gaz à l’entrée de la pompe :

b dans = 1 / [((1 + P pr) V*) / G pr ] + 1

11.Calculez le débit de gaz à l’entrée de la pompe :

Q g.pr.s = Q pr b in / (1 -b in)

12. On calcule la vitesse réduite du gaz dans la section du carter à l'entrée de la pompe :

C = Q g.pr.s / f carré

Où f cw est la section transversale du puits à l'entrée de la pompe.

13. Déterminez la véritable teneur en gaz à l’entrée de la pompe :

j = b dans / [ 1 + (C p / C) b dans ]

où C p est la vitesse de remontée des bulles de gaz, en fonction de la coupe d'eau du puits de production (C p = 0,02 cm/s à b< 0,5 или С п = 0,16 см/c при b > 0,5).

14. Nous déterminons le travail du gaz dans la section « admission de pompe à fond de trou » :

P g1 = P us ( [ 1 / (1 - 0,4 j)] - 1 )

15. Nous déterminons le travail du gaz dans la section « injection pompe - tête de puits » :

P g2 = P us * b buff ([ 1 / (1 - 0,4 j buff)] - 1 ),

Où b buff = 1 / [((1 + P buff) B buff *) / G buff ] + 1;

j buff = b buff / [ 1 + (C p / C) b buff ]

Les valeurs avec l'indice « tampon » se réfèrent à la section de la tête de puits et sont la pression « tampon », la teneur en gaz, etc.

16. Déterminez la pression de pompe requise :

P = r g L din + P tampon - P g1 - P g2

où L din est la profondeur du niveau dynamique ;

Tampon P - pression du tampon ;

P g1 - pression de fonctionnement du gaz au fond du trou de la pompe ;

P g2 est la pression de fonctionnement du gaz dans la section « injection pompe - tête de puits ».

17. En fonction du débit de la pompe à l'entrée, de la pression requise (pression de la pompe) et du diamètre interne du boîtier, nous sélectionnons la taille standard de la pompe centrifuge submersible et déterminons les valeurs qui caractérisent le fonctionnement de cette pompe dans le mode optimal (débit, pression, rendement, puissance) et en mode alimentation, égal à "0" (pression, puissance).

18. Nous déterminons le coefficient de modification du débit de la pompe lors du fonctionnement sur un mélange pétrole-eau-gaz par rapport à la caractéristique de l'eau :

K Q n = 1 - 4,95 n 0,85 Q rV -0,57

où n est la viscosité efficace du mélange ;

Q оВ - débit optimal de la pompe sur l'eau.

19. Nous calculons le coefficient de changement de l'efficacité de la pompe en raison de l'influence de la viscosité :

K h n = 1 - 1,95 n 0,4 / Q oV 0,27

20. On calcule le coefficient de séparation des gaz à l'entrée de la pompe :

K c = 1 / ,

où f bien est l'aire de l'anneau formé par la paroi interne du corps et le corps de la pompe.

21. Déterminer le débit relatif de fluide à l'entrée de la pompe :

q = Q f.pr / Q o B

où Q o B est le débit en mode optimal en fonction des caractéristiques « eau » de la pompe.

22. Nous déterminons le débit relatif à l'entrée de la pompe au point correspondant dans les caractéristiques de l'eau de la pompe :

q pr = Q l.pr / Q o B K Q n

23. On calcule la teneur en gaz à l'aspiration de la pompe en tenant compte de la séparation des gaz :

b pr = b dans (1 - K s)

24. Déterminer le coefficient de changement de pression de la pompe en raison de l'influence de la viscosité :

K N n = 1 - (1,07n 0,6 q pr / Q o B 0,57)

25. Déterminer le coefficient de variation de la pression de la pompe en tenant compte de l'influence du gaz :

K = [ (1 - b) / (0,85 - 0,31 q pr) UNE ]

Où A = 1 / [ 15,4 - 19,2 q pr + (6,8 q pr) 2 ]

26. Déterminez la pression de la pompe sur l'eau en mode optimal :

N = P / r g K K N n

27.Calculez le nombre requis d'étages de pompe :

Z = H / h st,

où h st est la pression d'un étage de la pompe sélectionnée.

Le nombre Z est arrondi à une valeur entière supérieure et comparé au nombre standard d'étages de la taille de pompe sélectionnée. Si le nombre d'étages calculé s'avère supérieur à celui spécifié dans la documentation technique pour la taille de pompe sélectionnée, vous devez alors sélectionner la taille standard suivante avec un plus grand nombre d'étages et répéter le calcul à partir du point 17.

Si le nombre de pas estimé est inférieur à celui spécifié dans spécifications techniques, mais 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 supprimer les étages supplémentaires. D'autres calculs sont effectués à partir du paragraphe 18 pour les nouvelles valeurs de la caractéristique de fonctionnement.

28. Nous déterminons l'efficacité de la pompe en tenant compte de l'influence de la viscosité, du gaz libre et du mode de fonctionnement :

h = 0,8 K h n K h q h oV

où h оВ est l'efficacité maximale de la pompe pour les caractéristiques de l'eau.

29. Déterminez la puissance de la pompe :

30. Déterminez la puissance du moteur submersible :

N SPE = N/h SPE

31. Nous vérifions la pompe et le moteur submersible pour la possibilité de pomper du liquide lourd (liquide mortel) pendant le développement du puits :

R gl = r gl g L + R buf + R zab - P pl

où r gl est la densité du fluide tueur.

Nous calculons la pression de la pompe lors du développement d'un puits :

Ngl = Rgl / rgl

La valeur de N gl est comparée à N de la caractéristique de l'eau du passeport.

Nous déterminons la puissance de la pompe lors du développement d'un puits :

Ngl = PglQ/h

Puissance consommée par un moteur électrique submersible lors du développement d'un puits :

N PED. hl = N hl/h DEP

32. Nous vérifions l'installation pour la température maximale admissible à l'aspiration de la pompe :

où [T] est la température maximale admissible du liquide pompé à l'aspiration de la pompe submersible.

33. Nous vérifions l'installation du dissipateur thermique 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 débit du liquide pompé.

Backup_of_str-1-1_2.9STRUCTURE PRÊTE1.cdr Backup_of_str-1-1_2.9STRUCTURE PRÊTE.cdr Backup_of__Calendrier de développement print.cdr Sauvegarde_de_tek_neftenas_3_34.cdr _Calendrier de développement print.cdr SELECTION5 prêt excellent.cdr PL DGOTOV.cdr profil.cdr Tek.N.Tris..cdr ESP.bak Ef.n.t.Yu1-1.cdr Thumbs.db Pompe_ESP.frw SPEC1.cdw SPEC2.cdw SPEC3.cdw

Calcul ESP.doc

3.Partie technique

3.1. Équipement pour l'exploitation de puits de pétrole à l'aide de pompes submersibles sans tige.

Les installations de pompes centrifuges submersibles de conception modulaire UETsNM et UETsNMK sont conçues pour le pompage à partir de puits de pétrole, y compris les fluides de formation inclinés contenant du pétrole, de l'eau et du gaz, ainsi que des impuretés mécaniques. Les unités ont deux versions : conventionnelle et résistante à la corrosion. Exemple symbole installations lors de la commande : UETsNM5 - 125 - 1200 VKO2 TU - 26 - 06 - 1486 - 87, lorsque correspondant et dans la documentation technique il est indiqué : UETsNM5 - 125 - 1200 TU26 - 06 - 1486 - 87, où : U - installation, E - entraînement par moteur immergé, N - pompe, M - modulaire, 5 - groupe de pompes, 125 - débit m3/jour, 1200 - pression, 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 et d'un ensemble d'équipements électriques au sol - un poste complexe de transformation (KTPPN individuel ou cluster KTPPNKS).

Une unité de pompage composée d'une pompe centrifuge submersible et d'un moteur (Réchauffeur électrique avec protection hydraulique) est descendue dans le puits sur un train de tiges.

L'unité de pompage pompe le fluide de formation du puits et le refoule à la surface via le train de tiges.

Le câble qui alimente en électricité le moteur électrique est fixé à la protection hydraulique. La pompe et les tubes avec des ceintures métalliques.

Une sous-station de transformation intégrée convertit la tension aux bornes du moteur électrique, 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 en conditions anormales.

Pompe submersible, centrifuge, modulaire. Le clapet anti-retour est conçu pour empêcher la rotation inverse du rotor de la pompe sous l'influence de la colonne de liquide dans la tubulure lors des arrêts et faciliter ainsi le redémarrage de l'unité de pompage. Le clapet anti-retour est vissé dans le module de tête de pompe et le clapet de vidange est vissé dans le corps du clapet anti-retour. La vanne de vidange est utilisée pour évacuer le fluide de la cavité du tube lors du levage de l'unité de pompage du puits.

Pour nettoyer le fluide de formation contenant plus de 25 à 35 % (en volume) de gaz libre au niveau de la grille de réception 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.

Parallèlement, les installations doivent être équipées d'un appareil complet ShGS 5805-49TZU.

L'ensemble de câbles est connecté au moteur électrique à l'aide d'un raccord d'entrée de câble. L'équipement de tête de puits assure la suspension du train de tiges avec l'unité de pompage et l'ensemble de câbles sur la bride du tubage, l'étanchéité de l'espace annulaire et le drainage du fluide de formation dans la conduite d'écoulement. Pompe modulaire centrifuge submersible, multicellulaire, conception verticale. La pompe est produite en deux versions : l'ETsNMK conventionnelle et l'ETsNMK résistante à la corrosion. La pompe se compose d'un module d'entrée, d'un module de section, d'un module de tête, d'un clapet anti-retour et d'un robinet de vidange.

Il est permis de réduire le nombre de sections de module dans la pompe si l'unité submersible est équipée en conséquence. Moteur de puissance requise. Pour pomper le fluide de formation contenant plus de 25 % (en volume) de gaz libre au niveau 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 entre les modules, le module de section et le module d'entrée avec le moteur est bridée. Les connexions sont scellées avec des anneaux en caoutchouc. La liaison des arbres des tronçons de module entre eux, du tronçon de module avec l'arbre du module d'entrée avec l'arbre de protection hydraulique du moteur est réalisée par des accouplements cannelés.

Les arbres du séparateur de gaz, du module de section et du module d'entrée sont également reliés les uns aux autres par des accouplements cannelés.

Les roues et les aubes directrices des pompes standards sont en fonte grise modifiée ; pour celles résistantes à la corrosion, elles sont en 4N16D72ХШ modifié.

Les roues des pompes conventionnelles peuvent être fabriquées à partir de polyamide radio-modifié. Le module de tête se compose d'un boîtier, d'un côté duquel se trouve un filetage conique interne pour connecter un clapet anti-retour (tube pompe-compresseur), de l'autre côté il y a une bride pour connecter des sections de deux nervures et un anneau en caoutchouc à le module. Les ailettes sont fixées au corps du module de tête avec un boulon et une rondelle élastique. Un anneau en caoutchouc scelle la connexion entre le module de tête et le module de section.

La section du module se compose d'un boîtier, d'un arbre, d'un ensemble de pieds de roue et d'aubes directrices, d'un roulement supérieur, d'un support axial supérieur, d'une tête, d'une base, de deux nervures et d'anneaux en caoutchouc.

Le nombre de pieds dans les sections du module est indiqué dans le tableau.

Les nervures sont conçues pour protéger le câble plat avec accouplement des dommages mécaniques contre la paroi du boîtier lors de l'abaissement et du levage de l'unité de pompage. Les nervures sont fixées à la base de la section du module à l'aide d'un boulon avec un écrou et une rondelle élastique.

MOTEURS ÉLECTRIQUES À RESSORT (SEM)

Les moteurs submersibles sont constitués d'un moteur électrique et d'une protection hydraulique. Moteurs triphasés, asynchrones, à cage d'écureuil, bipolaires, submersibles, de la série unifiée Pad en versions normales et résistantes à la corrosion, version climatique B, catégorie 45, fonctionnent à partir d'un réseau de courant alternatif avec une fréquence de 50 Hz et sont utilisés comme entraînement pour les pompes centrifuges submersibles dans une conception modulaire pour pomper le fluide de formation des puits de pétrole. Les moteurs sont conçus pour fonctionner dans un fluide de formation (un mélange d'huile et d'eau en toutes proportions à une température de 110°C).

HYDROPROTECTION DES MOTEURS ÉLECTRIQUES SUBMERSIBLES.

La protection hydraulique est conçue pour empêcher le fluide de formation de pénétrer dans la cavité interne du moteur électrique, en compensant les changements de volume d'huile dans la cavité interne dus à la température du moteur électrique et en transmettant le couple de l'arbre du moteur électrique à l'arbre de la pompe. . 2 variantes de conceptions de protection hydraulique ont été développées pour les moteurs de la série unifiée ; Type ouvert-P

92, PK92, P114, PK114 et type fermé - P92D, PK92D, (avec diaphragme) P11D, PK114D ;

APPAREILS COMPLETS SÉRIE SHGS5805.

Les appareils sont conçus pour contrôler et protéger les pompes électriques submersibles pour la production de pétrole avec un moteur de la série PED (y compris un système thermomanométrique intégré) conformément à GOST 18058 - 80 avec une puissance de 14-100 kW et une tension jusqu'à 2300 V AC. .

CÂBLE

Pour fournir de l'énergie électrique au moteur de l'installation, une ligne de câble est utilisée, composée du câble principal et d'une rallonge raccordée à celui-ci avec un raccord d'entrée de câble, qui assure une connexion hermétique de la ligne de câble au moteur électrique.

Selon l'usage, la ligne de câbles peut comprendre des câbles ronds de la marque KPBK comme câble principal ; KTEBK; KTfSBK ; ou des marques plates KPBP ; KTEB; KFSB;

Les câbles plats des marques KBPBP et KFSB sont utilisés comme rallonges.

Couplage d'entrée de câble type rond: Les câbles des marques KPBK et KBPP avec isolation en polyéthylène sont destinés à fonctionner à des températures ambiantes jusqu'à + 90C.
Caractéristiques de performance des ESP conventionnels
Tableau n°18

Taille d'installation	Approvisionnement : m3/jour	Tête : m
ESP5-40-1400	25-70	1425-1015
ESP5-40-1750	25-70	1850-1340
ESP5-80-1200	60-115	1285-715
ESP5-80-1800	60-115	1905-1030
ESP5-130-1200	100-155	1330-870
ESP5-130-1700	100-155	1940-1300
ESP5-200-800	145-250	960-545
ESP5-200-1350	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
ESP6-250-1050	200-330	1100-820
ESP6-250-1400	200-300	1590-1040
ESP6-350-1100	280-440	1280-700
ESP6-500-750	350-680	915-455
ESP6-500-1000	350-680	1350-600
ESP6-700-800	550-900	870-550

Caractéristiques de fonctionnement des ESP modulaires

Tableau n°19

Taille d'installation	Approvisionnement : 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
UETNM6-320-1400	280-440	1505-775
UETsNM6-500-1050	380-650	1215-560
UETsNM6-500-1400	380-650	1625-800

3.2 Caractéristiques de performance de la pompe submersible électrique (ESP).

Tous les types de pompes ont une caractéristique de fonctionnement passeport sous forme de courbes de dépendance H(Q) (pression, débit) ; n(Q)

(alimentation efficace); N (Q) (consommation électrique, alimentation).

Généralement, ces dépendances sont données dans la plage des débits de fonctionnement ou dans une plage légèrement plus large.

Toute pompe centrifuge, y compris une ESP, peut fonctionner avec une vanne de refoulement fermée (soit A : Q = 0). Н=Н max out sans contre-pression sur le refoulement (t.ВQ=Q max : Н=0).

Puisque le travail utile de la pompe est proportionnel au produit du débit et de la pression, alors pour ces 2 modes extrêmes le travail utile sera égal à 0, et donc le rendement. = 0.

A un certain rapport Q et H, pertes internes minimes, efficacité. atteint une valeur maximale d'environ 0,5-0,6.

En règle générale, les pompes dotées de roues à faible débit et de petit diamètre, ainsi que d'un grand nombre de pieds, ont une efficacité réduite. L'alimentation et la pression correspondant à l'efficacité maximale sont appelées mode de fonctionnement optimal de la pompe. La dépendance n(Q) autour de son maximum diminue progressivement, de sorte que l'ESP peut fonctionner dans des conditions qui s'écartent dans un sens ou dans l'autre de la condition optimale. Les limites de ces écarts dépendent des caractéristiques spécifiques de l'ESP et doivent correspondre à la diminution du rendement. de 3 à 5 %. Cela conditionne toute la zone modes possibles, appelée zone recommandée.

Le choix d'une pompe pour un puits revient à choisir une taille standard pour l'ESP afin qu'elle fonctionne dans des conditions optimales ou recommandées pour pomper un débit donné 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 une pression de 450 m (ETSN6-500-450) à 1 500 m (ETSN6- 100-1500). De plus, il existe des pompes destinées à des fins spéciales, par exemple pour pomper de l'eau dans les formations. Ces pompes ont un débit allant jusqu'à 3 000 m3/jour et une hauteur de chute allant jusqu'à 1 200 m. La pression que la pompe peut surmonter est directement proportionnelle au nombre de pieds et dépend de la taille de la roue, c'est-à-dire sur les dimensions radiales de la pompe.

Avec un diamètre extérieur du corps de pompe de 92 mm, la pression moyenne développée par un étage lors du fonctionnement 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 hauteur moyenne est de 5,76 m avec des fluctuations de 5,03 m à 6,84 m.
3.3 Caractéristiques pour le fonctionnement de l'ESP en version modulaire

Densité maximale du mélange eau-huile - 1400kg/m3
Viscosité cinématique - 1mm2/sec
Indicateur d'hydrogène pH - 6,0 - 8,5
Quantité massique maximale (concentration) de particules solides - 0,01 % (0,1 g/l)
La réduction de l'eau du liquide de pompage ne dépasse pas 99 %.
La teneur maximale en gaz libres à l'aspiration d'une pompe avec séparateur de gaz est de 25 % à 50 %.
Teneur en sulfure d'hydrogène H2S - 0,01 g/l.
La température du liquide pompé ne dépasse pas 90°C.
Pour la version anticorrosion de l'UECNM, la teneur en hydrogène sulfuré H2S est de 125 g/l.
La durée de fonctionnement garantie de l'ESP avant réparation est de 830 jours. Le délai jusqu'à la radiation est de 5,5 ans.

Tableau n°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
UETNM5A400-1250	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	MNG-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
UETNM6-500-750	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
UETNM6-800-1000	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
UETNMK61250-800	ETsNM6-1250-800	1MNGK-6	PEDUSK250-130V5
UETNM61250-900	ETsNM6-1250-900	1MNGK-6	PEDUS360-130V5
UETsNMK6-1250-900	ETsNM6-1250-900	1MNGK-6	PEDUSK360-130V5

3.6 Méthodologie de sélection d'un ESP pour un puits

Cette méthodologie est destinée aux calculs opérationnels des paramètres technologiques des puits équipés d'ESP ; la précision des valeurs calculées intermédiaires et finales se situe dans les valeurs acceptables pour les conditions de terrain.

La méthode utilise des dépendances mathématiques pour les paramètres des mélanges eau-pétrole-gaz obtenus par des recherches 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 les caractéristiques conditionnelles du puits, c'est-à-dire trouver les conditions d'exploitation conjointe 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 fournit une séquence d'opérations de calcul pour obtenir les principaux paramètres technologiques du puits pompe.

Coefficient prenant en compte l'allongement du puits de forage

à = 1-Ld/Ns

Ld - extension du puits de forage en m.

Hc est la profondeur verticale du puits, la longueur du tronc pour un puits non dévié, m.

Densité de l'huile dans l'anneau

n.z.= n pov + 1,03 x n. Carré/2,085 ; kg/m3

Cette formule basée sur les résultats de recherches sur le terrain concerne principalement la condition Ppr  Psat. Peut être utilisé pour la condition Rpr< Рнас в пределах не более 10% по объему. При  = 0. Rpr = Rsat.

Ppr - pression d'admission de la pompe, MPa

Psas - pression de saturation, MPa

Teneur en gaz prau % volume d'aspiration de la pompe.

3. Densité du mélange huile-eau kg/m3

cm = n. PL. (1-n/100) +в x n/100

n.pl. - densité du pétrole du réservoir, kg/m

в - densité de l'eau produite, kg/m3

N - coupe d'eau du pétrole produit, %

Un coefficient qui prend en compte l'augmentation du volume du mélange eau-huile fourni à l'aspiration de la pompe.

(Ksm >1),

Où Vpl est le coefficient volumétrique du pétrole du réservoir (Vpl > 1)
5. Viscosité du mélange eau-huile fourni à l'aspiration de la pompe (à n = 60 %)

Où est Mn. pl – viscosité de l'huile du réservoir, MPa x s

Si HARSAH< 5 МПа х с или n >60 %, puis facteurs de correction Kd = 1 ; Kn = 0,99 ;

6. Facteur de correction du débit de la pompe (facteur de réduction du débit)

Kd = 1 - 0,0162( cm - 5) 0,544

Facteur de correction pour la pression (facteur de réduction de pression).

Kn = 0,99 - 0,0128 (cm - 5) 0,5653

Niveau statique réduit dans un puits fonctionnant en mode (ESP ou SRP) avant de le transférer en mode optimal : m

Nst = (Np.n - Nd)x,
Npn - profondeur de suspension de la pompe : m

ND - niveau dynamique : m

Rpl - pression du réservoir : MPa

Rzatr - pression du boîtier : MPa

Tampon P - pression sur le tampon : MPa

Remarque : Pour les puits convertis en ESP à partir de la méthode coulante, après le bouchon. réparation et immédiatement après le perçage en formule 8, Np est accepté. n = Ns. ; Nd = 0

Coefficient qui rapproche les caractéristiques conditionnelles du puits de la zone de travail de la pompe en termes de pression m 6 / jour 2

, Où

S1, S3 - valeurs numériques des coefficients qui déterminent l'équation de la partie active, les caractéristiques et la taille de pompe présélectionnée.

S1 – [m], S3 – [jour carré/m3]

La valeur inverse du coefficient de productivité du puits (Kpr), caractérisant le débit massique du mélange eau-huile entrant dans l'admission de la pompe ; jour/m2 MPa.

Coefficient qui rapproche les caractéristiques conditionnelles des puits de la zone de travail de la pompe avec un apport de m3/jour

B = (S2 - Kpr

) 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 un prélèvement optimal de fluide d'un puits dans des conditions de surface m3/jour ql = B + A + B 2 ;

Remarque : la formule du point 12 est obtenue à partir de la condition décision commune nivellement de l'arrivée de fluide au fond du puits et équation de la zone de travail des caractéristiques d'une pompe centrifuge submersible :

En remplaçant l'équation (b) et l'expression de g f de (a) et en effectuant quelques transformations, nous obtenons une expression pour g f (élément 12)

Pression de calcul au fond du puits MPa

Rzab = Rpl – ql/Kpr ;

Niveau dynamique lors du développement d'un puits utilisant du liquide pendant la destruction du puits ; m

Où rzh.hl est la densité du fluide tueur, kg/m3

Profondeur de suspension de la pompe : m

,
Psat - pression de saturation, MPa

Concevoir le niveau dynamique de travail dans le puits dans des conditions d'exploitation en régime permanent ; m

DONNÉES INITIALES NÉCESSAIRES AU CALCUL.

10. Rpl - pression du réservoir, MPa

11. Pzatr - pression du boîtier, MPa

12. Rbuf - pression tampon, MPa

Kpr - coefficient de productivité m3/jour MPa

14. densité gl du fluide tueur ; kg/m3

Calcul de la sélection ESP pour le puits 1739
Données initiales pour le calcul :

Débit du puits Qf = 130 m 3 /jour
Coupure d'eau n = 87%.
Profondeur du puits Hc = 2808m.
Profondeur de suspension de la pompe N.p. = 1710m.
Niveau dynamique N d = 610 m.
Pression dans l'anneau P exp = 0,8 MPa.
Densité de l'eau produite  po = 1170 kg/m3
Pression du réservoir Рpl = 25,6 MPa
Lcourse = 27,2 m.
Densité du fluide tueur  zgl = 1170 kg/m 3
Coefficient de productivité Kpr = 1,62 m 3 /jour MPa

Extraction optimale conçue 130m 3 /jour

Kd = 1 ; Kn=0,99.

7. Sélectionnez au préalable la pompe ESP5-125-1400

S1 = 642,37 ; S2 = 17,43 ; S3=0,096

UNE=

9.
10.
11.
12.
13.

Nous acceptons N lundi = 1650m

15. Q cm = Q cul * K cm = 120,1 * 1,014 = 121,8 m 3 /jour

Pour pompe ESP 5-125-1400 Espace de travail pour la sélection du liquide, 90 à 160 m 3 /jour. Ainsi, l'extraction prévue de 136,9 m 3 /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 une unité ESP 5-80-1550

Extraction prévue 111,4 m3/jour

Débit du puits Qf = 90 m 3 /jour
Coupure d'eau n = 91%.
Profondeur du puits Hc = 2803m.
Profondeur de suspension de la pompe N.p. = 1560m.
Niveau dynamique N d = 780 m.
Le diamètre intérieur du tubage de production D eq = 0,130 m.
Pression dans l'anneau P exp = 0,9 MPa.
Densité du pétrole en conditions de surface  n.pov = 840 kg/m 3
Densité du pétrole dans des conditions de réservoir  n.pl = 830 kg/m 3
Coefficient volumique  = 1,108
Densité de l'eau produite  po = 1160 kg/m3
Pression de saturation P us = 6,23 MPa.
Pression du réservoir Рpl = 24,5 MPa
Course du canon L = 5,6 m.
Densité du fluide tueur  zgl = 1200 kg/m 3
Coefficient de productivité Kpr = 1,12 m 3 /jour MPa
Viscosité de l'huile dans des conditions de réservoir  n = 1,83 MPa*s

Kd = 1 ; Kn=0,99.

7. Sélectionnez au préalable la pompe ESP5-130-1400

S1 = 653,92 ; S2 = 18,72 ; S3=0,1

UNE=

9.
10.
11.
12.
13.

Nous acceptons N lundi = 1300m

15. Q cm = Q cul * K cm = 94,9 * 1,0097 = 95,8 m 3 /jour

Quantité équivalente d'eau

Pour la pompe ESP 5-130-1400, la zone de travail pour la sélection du liquide est
90-180 m.3 / jour. Ainsi, l'extraction projetée est de 111,4 m 3 /jour

Calcul de la sélection ESP pour le puits 3351

Le puits est exploité par les pompes ESP 5-125-1300

Données initiales pour le calcul :

Débit du puits Ql = 97 m3/jour
Coupure d'eau n = 50%.
Profondeur du puits Нс = 2798 m.
Profondeur de suspension de la pompe Np.n. = 1460m.
Niveau dynamique Нд = 1260 m.
Le diamètre de la chaîne de production est Dec = 0,130 m.
La pression dans l'anneau Pzatr = 3 MPa.
Densité de l'huile en conditions de surface pH.pov = 840 kg/m3
Densité du pétrole dans les conditions du réservoir pn.pl = 830 kg/m3
Coefficient volumique vn = 1,108
Densité de l'eau produite р в = 1170kg/m3
Pression de saturation Рsа = 6,23 MPa.
Pression du réservoir Rpl = 25,4 MPa
Longueur du canon = 12,1 m.
Densité du fluide tueur p zgl = 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
Extraction prévue 120m3/jour

9. Sélectionnez au préalable 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 = Qzopt x Kcm = 127 x 1,054 = 134 mètres cubes/jour

Quantité équivalente d'eau

Calcul de la sélection ESP pour le puits 1713

Débit du puits Q et = 80 m 3 /jour
Coupure d'eau H = 67%
Profondeur du puits H Avec = 2845 m.
Profondeur de suspension de la pompe H p.n. = 1750 m.
Niveau dynamique H d = 1080 m.
Diamètre de la corde de production D ek = 0,130 m.
Pression annulaire P. coût= 1,3 MPa
Densité du pétrole aux conditions de surface P. n pov = 840 kg/m 3
Densité du pétrole dans des conditions de réservoir P. n s'il vous plait = 830 kg/m 3
Coefficient volumique DANS n 1,108.
Densité de l'eau produite P. V =1170 kg/cm 3
Pression de saturation P. nous=6,23 MPa
Pression du réservoir P. PL=27,3 MPa
L battre tronc = 0,7 m.
Tuer la densité des fluides P. f ch = 1170 kg/m 3
Facteur de productivité K etc. = 0,27 m 3 /jour MPa
Viscosité de l'huile dans des conditions de réservoir M n= 1,83 MPa. Avec

Calcul:

Sélection projetée 130 m 3 /jour

8.

S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096

10.
11.
12.
13
14.
15.

Nous acceptons N Lun = 1500m

Quantité équivalente d'eau

Pour la pompe ESP 5-125-1400, la zone de travail pour la sélection du liquide est de 90-160 m.cub/jour. Ainsi, la sélection projetée est de 146,2 m.cub/jour supposons que la pompe fonctionnera en mode optimal.
Calcul de la sélection ESP pour le puits 3351

Calcul:

Sélection projetée 120 m 3 /jour

Pompe de présélection ESP5-125-1400

S 1 =642,37; S 2 =17,43; S 3 =0,096

Nous acceptons N Lun = 1850m

Quantité équivalente d'eau

Pour la pompe ESP 5-125-1400, la zone de travail pour la sélection du liquide est de 90 à 160 m3/jour. Ainsi, l'extraction prévue de 138,7 mètres cubes par jour est acceptable et la pompe fonctionnera en mode optimal.
Calcul de la sélection ESP pour le puits 1693

Calcul:

Sélection projetée 120 m 3 /jour

9. Pour sélectionner le liquide, nous utilisons d'abord la pompe ESP5-125-1400

S 1 =653,92; S 2 =18,72; S 3 =0,1

Nous acceptons N Lun = 1000m

Quantité équivalente d'eau

Pour la pompe ESP 5-130-1400, la zone de travail pour la sélection du liquide est de 90-180 m.cub/jour. Ainsi, la sélection projetée est de 135,6 m.cub/jour supposons que la pompe fonctionnera en mode optimal.
Mode d'exploitation technologique des puits de pétrole de la formation T2 du champ Kurmanaevskoye.

Nwell.Opt	M/r Plast	Fonds	Chemin	Q(liquide)m3	Qoil t/jour	Qeau t/jour
246j	Kur T2	poste	ESP50	50	3,4	53,4
102j	Doc T2	poste	ESP50	60	32	14,6
106j	DocT2	poste	ESP50	50	27,6	14,4
235j	KurT2	poste	ESP80	90	6,8	95
248j	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 le réservoir permet de maintenir la pression du réservoir pour garantir les prélèvements de fluide prévus.
Caractéristiques physicochimiques Les réservoirs T-2 sont conformes 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 est élaboré en tenant compte des prélèvements de fluides de conception et du fonctionnement optimal des équipements ESP.
Les ESP dans les puits de la formation T-2 fonctionnent dans des modes optimaux, cependant, un certain nombre de puits peuvent être commutés vers une extraction de fluide accrue (puits n° 1693, 1713, 3310, 3351), tout en maintenant un fonctionnement optimal de l'équipement submersible.
La durée de fonctionnement de l'ESP pour la formation T-2 est nettement supérieure à la moyenne du NGDU Buzulukneft - plus de 400 jours avec une moyenne de 350 jours
La réalisation de mesures géologiques et techniques au niveau des puits de la formation T-2 conjointement à l'injection d'eau pour le maintien de la pression des réservoirs permet de ralentir le rythme de déclin naturel de la production pétrolière.
La conception optimale des prélèvements de fluides des puits permet d'augmenter le facteur de récupération de pétrole de la formation T-2

La sélection d'unités de pompage pour puits de pétrole signifie la détermination de la ou des tailles standards d'installations qui assurent une production donnée de fluide de formation à partir d'un puits à des indicateurs de performance optimaux ou proches de l'optimum (débit, pression, puissance, MTBF, etc. .). Au sens plus large, la sélection désigne la détermination des principaux indicateurs de fonctionnement du système interconnecté « réservoir de pétrole - puits - unité de pompage » et la sélection des combinaisons optimales de ces indicateurs. L'optimisation peut être effectuée selon différents critères, mais en fin de compte, ils doivent tous viser un même résultat final.

Minimiser le coût par unité de production - tonnes de pétrole.

La méthodologie de sélection des ESP pour les puits repose sur la connaissance des lois de filtration des fluides de formation dans la formation et de la zone de fond de la formation, sur les lois de mouvement du mélange eau-gaz-pétrole le long du tubage du puits et le long le train de tubes, sur l'hydrodynamique d'une pompe submersible centrifuge. De plus, il est souvent nécessaire de savoir valeurs exactes température du liquide pompé et des éléments de l'unité de pompage, par conséquent, dans la méthodologie de sélection, une place importante est occupée par les processus thermodynamiques d'interaction de la pompe, du moteur électrique submersible et du câble porteur de courant avec le fluide de formation à plusieurs composants pompé , dont les caractéristiques thermodynamiques changent en fonction des conditions environnementales.

Il convient de noter que toute méthode de sélection d'un ESP nécessite certaines hypothèses et simplifications qui permettent de créer des modèles plus ou moins adéquats du fonctionnement du système « formation - puits - unité de pompage ».

En général, ces hypothèses forcées qui n'entraînent pas d'écarts significatifs des résultats calculés par rapport aux données réelles de terrain comprennent les dispositions suivantes :

1. Le processus de filtration du fluide de formation dans la zone proche du puits de forage de la formation pendant le processus de sélection des équipements est stationnaire, avec des valeurs constantes de pression, de coupure d'eau, de facteur de gaz, de coefficient de productivité, etc.

2. L'inclinogramme du puits est un paramètre invariant dans le temps.

La méthodologie générale de sélection d’un ESP selon les hypothèses retenues est la suivante :

2. Selon les lois de dilatation (changements de pression actuelle et de pression de saturation, température, coefficients de compressibilité du gaz, du pétrole et de l'eau) de l'écoulement du fluide de formation, ainsi que selon les lois du mouvement relatif des composants individuels de celui-ci s'écouler le long du train de tubage dans la section «fond du puits - admission de la pompe», la profondeur de descente requise de la pompe est déterminée ou, ce qui est pratiquement la même chose, la pression à l'admission de la pompe, assurant le fonctionnement normal de l'unité de pompage. Comme l'un des critères permettant de déterminer la profondeur de suspension de la pompe, il est possible de sélectionner la pression à laquelle la teneur en gaz libre à l'entrée 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 réel et satisfaisant du calcul de la profondeur requise de la pompe, le passage au paragraphe 3 de cette méthode est effectué.

4. Sur la base du débit prévu et de la pression requise, des unités de pompage sont sélectionnées dont les caractéristiques de fonctionnement se situent à proximité immédiate des valeurs calculées de débit et de pression. Pour certaines tailles standard d'unités de pompage, leurs caractéristiques de performance « eau » sont recalculées en fonction des données réelles du fluide de formation - viscosité, densité, teneur en gaz.

7. Après la sélection finale de l'ESP en termes de débit, de pression, de température et d'encombrement, la possibilité d'utiliser l'installation sélectionnée pour développer un puits de pétrole après forage ou réparation souterraine est vérifiée. Dans ce cas, le fluide de destruction lourd ou tout autre liquide (mousse) utilisé dans ce puits est pris comme liquide pompé pour le calcul. Le calcul est effectué pour les modifications de densité et de viscosité, ainsi que pour d'autres dépendances de l'évacuation de la chaleur de la pompe et du moteur électrique submersible vers le liquide pompé. Dans de nombreux cas, ce calcul détermine la durée maximale possible de fonctionnement non-stop d'une unité submersible pendant le développement du puits jusqu'à ce qu'une température critique soit atteinte sur les enroulements du stator du moteur submersible.

La sélection de l'ESP peut être effectuée soit manuellement, soit à l'aide d'un ordinateur. De nombreuses compagnies pétrolières ont installé logiciels d'ordinateur sélection d'unités de pompage de fond de trou, dont l'utilisation vous permet de sélectionner avec précision les options optimales pour l'équipement de fond de trou en fonction des données de terrain. Dans le même temps, il devient possible non seulement d'accélérer la sélection, mais également d'augmenter sa précision en éliminant bon nombre des simplifications requises lors de la sélection manuelle.