rumah » Gaya dan mode » Perhitungan dan pemilihan peralatan ESP. Perhitungan pemilihan ESP Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur

Perhitungan dan pemilihan peralatan ESP. Perhitungan pemilihan ESP Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur

Di bawah pemilihan ESP untuk sumur minyak, dalam kondisi sempit, arti tertentu, mengacu pada penentuan ukuran standar atau ukuran standar instalasi yang menjamin produksi fluida formasi tertentu dari sumur pada indikator kinerja optimal atau mendekati optimal (pasokan, tekanan, daya, waktu rata-rata antara kegagalan, dll.). Dalam arti yang lebih luas, pemilihan mengacu pada penentuan indikator operasi utama dari sistem “reservoir minyak - unit pemompaan sumur” yang saling berhubungan dan pemilihan kombinasi optimal dari indikator-indikator ini. Optimalisasi dapat dilakukan berdasarkan berbagai kriteria, namun pada akhirnya semuanya harus ditujukan pada satu hasil akhir - meminimalkan biaya satu unit produksi - satu ton minyak. Pertama, data awal yang diperlukan ditetapkan: persamaan aliran masuk dipilih; menentukan sifat-sifat minyak, air, gas dan campurannya yang seharusnya dipompa keluar dari sumur; desain casing produksi. Kedalaman penurunan pompa LH ditentukan dengan mempertimbangkan kandungan gas aliran minyak dan gas pada saluran masuk p in dengan menggunakan metode yang mirip dengan metode penentuan kedalaman penurunan pompa batang pengisap. Untuk melakukan ini, gambarkan kurva distribusi tekanan dan laju aliran gas p di sepanjang pipa selubung secara bertahap dari bawah ke atas, mulai dari tekanan lubang dasar tertentu, ditentukan oleh persamaan aliran masuk untuk laju aliran yang diketahui (kurva / dan 3 pada Gambar. VIII. 18). Kandungan gas aliran - rasio aliran volumetrik V gas di lokasi total konsumsi campuran gas dan cairan Q- ditentukan oleh rumus =V/(V+q). Sepanjang kurva 3 (lihat Gambar VIII.18) memperkirakan kedalaman awal penurunan pompa (berdasarkan nilai yang diizinkan dari kandungan gas volumetrik pada saluran masuk pompa; p BX = 0,05-f-0,25) dan tekanan rv x(sepanjang kurva /). Batasan kandungan gas pada saluran masuk pompa ditetapkan berdasarkan data pengujian dari ESP selama pemompaan cairan berkarbonasi. Jika βin = 0±0,05, maka pengaruh gas terhadap pengoperasian pompa kecil; jika βin = 0,25±0,3, maka suplai pompa terganggu. Secara praktis disarankan untuk memiliki tekanan masuk pompa minimal 1-1,5 MPa. Untuk menentukan tekanan pada p„yk pelepasan pompa, yaitu pada bagian terbawah pipa, distribusi tekanan dalam pipa juga dihitung secara bertahap dari atas ke bawah dari tekanan kepala sumur yang diketahui. RU, sama dengan tekanan dalam sistem pengumpulan (lihat Gambar VIII.18, kurva 2). Dalam hal ini, pemisahan sebagian gas diperhitungkan * pada saluran masuk pompa, yang bergerak ke atas ruang annular, melewati pompa, dan dibuang ke saluran aliran melalui katup periksa.

Saat menghitung distribusi tekanan dalam pipa, diameternya D diatur dengan mempertimbangkan laju aliran:

Perlu diperhatikan bahwa sesuai dengan nilai yang ditemukan r s dan untuk laju aliran tertentu Ql, pada kondisi standar, masih tidak mungkin untuk memilih karakteristik pompa yang sesuai dengan akurasi yang memadai, karena karakteristik pabrik, berdasarkan data dari proses pemompaan air, tidak memperhitungkan pengaruh sifat-sifat tersebut. campuran gas-cair dan kondisi operasi termodinamika unit pompa. Aliran fluida aktual yang melalui pompa akan berbeda dengan nilai Qlsu yang ditentukan karena sejumlah besar gas dapat larut dalam cairan yang dipompa keluar oleh pompa. Cairan yang mencuci motor listrik memanas. Selain itu, mengandung sejumlah gas bebas dan faktor-faktor ini berkontribusi terhadap peningkatan signifikan volume campuran gas-cair (GLM) yang melewati pompa (dibandingkan dengan laju aliran tertentu dalam kondisi standar QLSU ). Perlu diperhatikan bahwa laju aliran cairan gas sepanjang pompa akibat peningkatan tekanan pelepasan dan penurunan jumlah gas bebas dalam cairan tidaklah konstan. Pada gilirannya, sifat-sifat cairan dan viskositasnya mempengaruhi karakteristik tekanan pompa, juga karena perluasan yang cepat dari area penerapannya dalam industri minyak - dalam sistem untuk menjaga tekanan reservoir (dengan pasokan hingga 3000 m 3 /hari pada tekanan sampai dengan 2000 m), untuk mengangkat air dari pengambilan air dan sumur artesis, untuk eksploitasi terpisah beberapa lapisan dengan satu jaringan sumur.

Sistem pengembangan. Konsep dasar pembangunan.

Pengembangan ladang minyak– proses multi-parameter, setiap tautan teknologi dari proses ini harus beroperasi dalam mode optimal, yang pada gilirannya menciptakan hierarki kriteria pengoptimalan. Dalam kondisi seperti ini, perlu dilakukan identifikasi keberhasilan strategis dalam proses pengembangan lapangan dan menentukan kriteria utamanya. Sistem pengembangan– seperangkat solusi teknik yang saling terkait yang menentukan objek pengembangan, urutan dan kecepatan pengeboran dan pengembangannya, ada tidaknya dampak terhadap formasi, jumlah, rasio dan lokasi sumur produksi dan injeksi, jumlah sumur cadangan , pengelolaan proses pembangunan, perlindungan lapisan tanah bawah dan lingkungan. Setiap sistem pengembangan dapat diklasifikasikan menurut 2 karakteristik utama:1).Menurut ada tidaknya dampak terhadap formasi. 2) Menurut sistem penempatan sumur. Setiap sistem pengembangan dapat dicirikan oleh parameter berikut: 1) Koefisien kepadatan pola sumur – Sс, Sс =F/n.[ha/KV]; F – luas deposit; n – jumlah sumur; 2).Parameter Krylov Ncr.= Vinit.recovery./n, [t.tons], yaitu cadangan yang dapat diperoleh kembali per 1 sumur; 3) Parameter intensitas sistem pengembangan Wint.=n INJEKSI/n PRODUKSI. (1;0,5;0,3); 4). Parameter sumur cadangan Wres.=n RES./n TOTAL (0,1-0,3). Memilih sistem pengembangan. Pilihannya tergantung pada faktor-faktor berikut: 1. Kondisi alam dan iklim; 2. Ukuran dan konfigurasi reservoir minyak; H. Ciri geologi struktur; 4. Heterogenitas formasi produktif; 5. Keadaan fisik hidrokarbon; 6. Ketersediaan sumber daya agen yang bekerja; 7. Rezim simpanan alami; 8. Sifat minyak.

Sistem pengembangan tanpa mempengaruhi pembentukan. Pembangunan dilakukan dalam hal: 1). Ketika keseimbangan energi alami dari simpanan diisi ulang secara alami dan pengembangan dilakukan secara efektif dengan menggunakan sumber energi alami; 2). Tidak ada agen yang bekerja. Z). Ketika pengembangan dampak tidak efektif. Ketika mengembangkan deposit tanpa mempengaruhi formasi dalam mode penipisan (elastis, mode gas terlarut), sumur produksi ditempatkan di area tersebut dalam jaringan seragam, persegi panjang atau persegi.

c) kesalahan dalam pemilihan peralatan karena kurangnya informasi geologi.

Stok periodik UNP-1 berkurang sebanyak 18 sumur

Pada 3 sumur dimasukkan ke mode konstan menggunakan NPS, pada 15 sumur dengan mengubah ukuran standar ESP, dan pada 34 sumur dialihkan ke PPD.

Langkah-langkah untuk mengurangi dana periodik pada tahun 2005

1) Pembentukan sistem banjir (pemindahan 20 sumur ke reservoir pemeliharaan tekanan.

2) Optimalisasi mode pengoperasian sumur dengan ESP (menurunkan unit berkapasitas rendah.).

3) Pengenalan pompa ulir produksi impor.

4) Melanjutkan penerapan ESP dengan TMS untuk mencegah kesalahan dalam pemilihan peralatan

Koefisien umpan ESP bervariasi dari 0,1 hingga 1,7 (Tabel 5.5.). Sekitar 75% instalasi beroperasi mendekati mode optimal (Kapasitas = 0,6–1,2).

Tabel 5.5. Distribusi koefisien pakan ESP di ladang Khokhryakovskoe

Dari 49 sumur yang beroperasi dengan laju aliran 0,1 hingga 0,4, sebagian besar (25 sumur) beroperasi secara berkala. Untuk sumur No. 154, 278, 1030, 916, 902 dan 3503, direkomendasikan untuk mengaudit peralatan dan pipa bawah tanah.

Daftar sumur yang beroperasi dengan laju aliran lebih besar dari 1,2 disajikan pada tabel 3.6.7. Dari jumlah tersebut, sumur No. 130, 705, 163, 785, 1059 dioptimalkan untuk ukuran ESP yang lebih besar.

Tabel 5.6. Daftar sumur dengan pasokan K lebih dari 1,2

Ya Tidak.	Jenis pompa	Untuk menyerahkan	Q cair	Lapisan P, MPa	Tidak, m	Kedalaman pelepasan pompa
702	Khususnya 50–2100	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	Khususnya 80–2100	1,4	87	18,2	2192	2340
166	Khususnya 50–2100	1,4	42	19,5	1523	2150
834	Khususnya 30–2100	1,6	23	23,0	1870	2250
785	ESP 125–2100	1,3	11	16,5	2320	2400
389	Khususnya 50–2100	1,4	42	22,9	1623	2200
1059	ESP 160–2100	1,4	144	16,5	2328	2400
1025	Khususnya 80–2100	1,4	72	16,1	1762	2080

Secara umum, untuk lapangan Khokhryakovskoe, tingkat pemanfaatan sumur yang dilengkapi ESP, seperti tahun lalu, berada pada kisaran 0,87. Indikator utama keandalan - waktu antara kegagalan untuk tahun berjalan dari 1 Januari 2003 hingga 1 Januari 2004, menurut dana ESP, berubah dari 303 hari menjadi 380 hari, sedangkan secara umum untuk OJSC NNP indikator ini lebih rendah dan dalam waktu 330–350 hari. Pertumbuhan indikator ini menunjukkan cukup level tinggi pekerjaan departemen produksi dalam memilih ukuran standar ESP, perbaikan sumur, pengoperasian instalasi dan pemantauan selama pengoperasian.

Di lapangan, 74 sumur (17% dari total produksi yang dihasilkan) terkena deposit parafin. Menurut jadwal “dewaxing”, semua sumur biasanya dibilas dengan minyak panas sebulan sekali.

Pada tahun 2003, terjadi 208 kegagalan di bidang sumur yang dilengkapi ESP. Tingkat kegagalan adalah 0,85 unit. (stok saat ini 303 sumur). Pada tahun 2004, tercatat 229 kegagalan di lapangan, dengan stok operasi yang lebih besar yaitu 332 sumur, dan tingkat kegagalan menurun secara positif menjadi 0,79 unit. Secara umum OJSC NNP K menolak. ESP saat ini sebanyak 0,85 unit.

5.2 Analisis penyebab kegagalan ESP

Analisis penyebab kegagalan prematur pada sumur yang dilengkapi ESP menunjukkan gambar berikut, lihat Gambar 5.1.4.

Hingga 17% kegagalan disebabkan oleh buruknya kualitas kerja tim perbaikan sumur bawah tanah. Dimana peraturan operasi pengangkatan dilanggar. Akibatnya, hal ini menyebabkan kerusakan kabel, kualitas pemasangan ESP yang buruk, kebocoran pipa, dan pembersihan sumur yang buruk.

18% kegagalan terjadi pada sumur yang beroperasi sebentar-sebentar, disebabkan oleh aliran masuk yang buruk, serta ukuran pompa yang tidak sesuai dengan kondisi pengoperasian.

Pada 13% penolakan, alasannya tidak disebutkan karena peraturan penyidikan dilanggar.

1. 10% kegagalan terjadi karena endapan endapan aspal-resin-parafin keras beserta kerak, pasir, partikel tanah liat, dan karat.

2. 9% kegagalan akibat pembuangan proppant di sumur setelah rekahan hidrolik, yang menyebabkan kemacetan poros dan kegagalan pompa.

3. 8% kegagalan terjadi karena operasi yang tidak terkendali - ini merupakan pelanggaran jadwal dewaxing, kurangnya kontrol atas penghapusan EHF, dll.

4. 6% kegagalan terjadi karena kurangnya kontrol atas pemasangan pengaturan.

5. Dalam 5% kasus, kegagalan terjadi karena cacat produksi, cacat tersembunyi, dan kualitas komponen peralatan pompa submersible dan permukaan yang buruk.

Pada tahun 2004, indikator termal dipasang pada komponen peralatan submersible, termasuk kabel submersible, untuk mengetahui suhu sumur di wilayah operasi ESP. Lima instalasi dengan indikator termal diturunkan ke dalam sumur dengan permulaan yang berat, dengan penghilangan kotoran mekanis untuk menentukan area pemanasan kritis. Instalasi tersebut bekerja rata-rata hingga 100 hari, namun gagal karena penurunan tahanan isolasi hingga 0 sepanjang konstruksi kabel. Dalam semua kasus, deteksi cacat kabel menunjukkan melelehnya insulasi inti di area 150 m dari sambungan kabel ekstensi pada suhu 130 °C.

Berdasarkan hasil yang diperoleh pada tahun 2004, pada saat perbaikan sumur hasil tinggi, panjang kabel ekstensi tahan panas KRBK ditambah menjadi 120 m dan digunakan insert 500 m dari kabel golongan 3.

Untuk meningkatkan pengoperasian sumur stok yang dilengkapi ESP, direkomendasikan:

Sumur harus dikembangkan dan dioperasikan menggunakan instalasi bergerak konverter frekuensi tipe UPPC (Electon-05"). Pemasangannya memungkinkan, dalam kondisi teknis tertentu (kedalaman ESP, ada cadangan daya motor listrik submersible), untuk mengurangi waktu produksi sumur dalam mode start yang lembut, untuk meningkatkan drawdown pada formasi, untuk menghilangkan kemacetan ESP dengan menciptakan peningkatan torsi;

Saat memilih ukuran standar instalasi dan kedalaman penarikan (depresi), perhatian khusus harus diberikan pada stok sumur tempat rekahan hidrolik dilakukan. Saat mengembangkan sumur setelah rekahan hidrolik menggunakan pompa jet pada cadangan penghasil pasir, unit ESP tipe ARH yang tahan aus harus digunakan, yang dirancang untuk memompa cairan EHF hingga 2 g/l. Selain itu, fondasi ini harus digunakan untuk mengembangkan teknologi untuk mengamankan ESP, menggunakan perangkat bawah tanah untuk melindungi pompa dari kotoran padat (filter dan perangkap lumpur untuk ESP - ZAO Novomet, Prem);

Dalam limpasan intermiten, gunakan terutama pompa bertekanan tinggi dan berkinerja rendah dari ESP tipe 20, 25 dan evaluasi kemungkinan meningkatkan kedalaman penurunan ESP, serta mentransfer sumur hasil rendah ke USP dan unit pompa jet .

Untuk mengurangi kecelakaan akibat pemotongan ESP, disarankan untuk menggunakan perangkat yang mengurangi getaran instalasi - pemusat poros pompa, peredam kejut, kopling pengaman - (JSC TTDN, Tyumen);

Sebagian besar kegagalan disebabkan oleh kualitas pekerjaan yang dilakukan oleh kru workover dan workover. Penggunaan tim dan kontrol yang berkualifikasi tinggi selama pekerjaan non-rutin akan meningkatkan keandalan stok penambangan secara signifikan.

Prinsip pengoperasian sumur produksi yang dilengkapi ESP, tergantung pada kedalaman penurunan peralatan pemompaan

Pada tahun 2004, sebaran stok sumur yang dilengkapi ESP menurut kedalaman pengoperasian pompa dan karakteristik operasinya di lapangan Khokhryakovskoe adalah sebagai berikut, lihat Tabel 5.7. dan Gambar 5.1.5. – 5.1.8.

Analisis stok sumur yang dilengkapi dengan ESP dari sudut pandang keandalan dan efisiensi tergantung pada kedalaman penurunan di ladang Khokhryakovskoe menunjukkan bahwa ESP diturunkan ke kedalaman 1200 hingga 2400 m Seluruh interval kerja kedalaman penurunan dibagi menjadi enam kelompok, yang masing-masing mempekerjakan 15 hingga 120 sumur yang dilengkapi ESP.

Tabel 5.7. Indikator kinerja teknologi utama sumur yang dilengkapi ESP

Kedalaman penurunan ESP, m.	1200-1400	1800-2000	2000-2200	2200-2300	2300-2400	Lebih dari 2400
Jumlah sumur, unit	15	55	65	120	40	25
Laju aliran cairan, m 3 /hari	190	120	100	95	75	67
Pemotongan air, %	96	86	66	54	47	35
Menikahi. waktu kerja yang baik per tahun, hari	342	329	350	346	338	337

Laju aliran cairan tertinggi diamati di dua kelompok sumur - pada kisaran penurunan ESP dari 1200–1400 m dan 1800–2000 m.Dalam rentang yang sama, peralatan pemompaan beroperasi untuk jumlah hari yang lebih lama, 346–350 hari.

Persentase pemotongan air yang lebih rendah terjadi ketika mengoperasikan ESP dengan kedalaman aliran lebih dari 2000 m.

Itu. Hasil analisis ketergantungan karakteristik utama pengoperasian sumur yang dilengkapi ESP menunjukkan bahwa pengurangan kedalaman penurunan hingga 2200–2400 m tidak menurunkan kinerja ESP secara signifikan. Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 5.1.8. tingkat dinamis dikurangi dengan mengubah dari pengaturan yang lebih kecil ke jenis ukuran besar dan pengurangan tekanan reservoir dan sistem penggenangan air yang tidak merata.

Keadaan energi deposit

Perkembangan sistem pengaturan lalu lintas tertinggal kondisi saat ini penarikan cairan menyebabkan tahun terakhir terhadap penurunan tekanan reservoir di zona produksi.

Pada tanggal 1 Januari 2004, tekanan di zona ekstraksi menurun menjadi 19,5 MPa (Gbr. 5.8), perbedaan antara tekanan reservoir awal dan saat ini adalah 4,2 MPa.

Penurunan tekanan reservoir juga dipengaruhi oleh pengeboran intensif yang dilakukan selama tahun 2000–2001. di bagian timur lapangan, tidak disediakan oleh proyek. Akibatnya, di bagian timur terjadi kelambanan dalam pembentukan sistem RPM, yang jika dilakukan ekstraksi paksa, langsung mempengaruhi kondisi energi di wilayah tersebut.

Pemilihan instalasi pompa sentrifugal listrik (ECP) untuk produksi minyak.

Pemilihan unit pompa untuk sumur minyak, dalam arti sempit dan spesifik, berarti penentuan ukuran standar atau ukuran standar instalasi yang menjamin produksi fluida formasi tertentu dari sumur pada indikator kinerja optimal atau mendekati optimal (laju aliran). , tekanan, tenaga, waktu antara kegagalan, dll.). Dalam arti yang lebih luas, pemilihan mengacu pada penentuan indikator operasi utama dari sistem “reservoir minyak - unit pemompaan sumur” yang saling berhubungan dan pemilihan kombinasi optimal dari indikator-indikator ini. Optimalisasi dapat dilakukan berdasarkan berbagai kriteria, namun pada akhirnya semuanya harus ditujukan pada satu hasil akhir - meminimalkan biaya satu unit produksi - satu ton minyak.

Pemilihan instalasi pompa sentrifugal untuk sumur minyak dilakukan menurut algoritma yang didasarkan pada ketentuan yang telah berulang kali diuji dalam industri perminyakan dan hasil kerja yang dikhususkan untuk kajian filtrasi cairan dan gas dalam formasi dan zona lubang dasar formasi, pergerakan campuran gas-air-minyak sepanjang casing string, hukum perubahan kandungan gas, tekanan, densitas, viskositas, dll, mempelajari teori pengoperasian unit submersible sentrifugal, terutama pompa sentrifugal lubang bor, pada cairan reservoir nyata.

Karya utama dalam pemilihan ESP untuk sumur minyak meliputi karya P.D. Lyapkov, metode yang dibuat di BashNIPIneft dan TatNIPIneft, di NK "YUKOS" dan pekerjaan yang dilakukan oleh V.S. Linev, TRW Reda dan metode yang dikembangkan di OKB BN dan Universitas Negeri Rusia Minyak dan Gas Bumi dinamai I.M. Gubkin.

Prinsip dasar metodologi pemilihan ESP untuk sumur minyak.

Metodologi umum untuk memilih ESP berdasarkan asumsi yang ada adalah sebagai berikut:

1. Berdasarkan data geofisika, hidrodinamik dan termodinamika formasi dan zona lubang dasar, serta laju aliran sumur yang direncanakan (optimal atau terbatas tergantung pada masalah pemilihan), nilai lubang bawah ditentukan - tekanan, suhu , potongan air dan kandungan gas dari fluida formasi.

2. Menurut hukum degassing (perubahan tekanan arus dan tekanan saturasi, suhu, koefisien kompresibilitas gas, minyak dan air) aliran fluida formasi, serta menurut hukum pergerakan relatif masing-masing komponennya. mengalir sepanjang tali casing di lokasi

"bagian bawah sumur - saluran masuk pompa" menentukan kedalaman penurunan pompa yang diperlukan, atau, yang secara praktis sama, tekanan pada saluran masuk pompa, yang memastikan pengoperasian normal unit pompa. Sebagai salah satu kriteria penentuan kedalaman suspensi pompa, dapat dipilih tekanan dimana kandungan gas bebas pada saluran masuk pompa tidak melebihi nilai tertentu. Kriteria lain mungkin adalah suhu maksimum yang diizinkan dari cairan yang dipompa pada saluran masuk pompa.

Jika diperoleh hasil yang nyata dan memuaskan dalam menghitung kedalaman pengoperasian pompa yang diperlukan, transisi ke paragraf 3 metode ini dilakukan.

Jika hasil perhitungan ternyata tidak realistis (misalnya kedalaman pompa ternyata lebih besar dari kedalaman sumur itu sendiri), perhitungan diulangi dari langkah 1 dengan data awal yang diubah - misalnya dengan penurunan dalam laju aliran yang direncanakan, dengan peningkatan koefisien produktivitas sumur (setelah perawatan yang direncanakan pada zona pembentukan lubang dasar), saat menggunakan perangkat hulu khusus (pemisah gas, pengemulsi), dll.

Kedalaman suspensi pompa yang dihitung diperiksa untuk kemungkinan pembengkokan unit pompa, sudut deviasi sumbu sumur dari vertikal, dan laju penguatan kelengkungan, setelah itu kedalaman suspensi yang ditentukan dipilih.

3. Berdasarkan kedalaman suspensi yang dipilih, ukuran standar pipa casing dan tubing, serta laju aliran yang direncanakan, pemotongan air, faktor gas, viskositas dan kepadatan fluida formasi dan kondisi kepala sumur, tekanan pompa yang diperlukan ditentukan.

4. Berdasarkan laju aliran yang direncanakan dan tekanan yang dibutuhkan, unit pompa dipilih yang karakteristik operasinya mendekati laju aliran dan nilai tekanan yang dihitung. Untuk ukuran standar unit pemompaan yang dipilih, karakteristik kinerja “air” mereka dihitung ulang ke data nyata dari cairan formasi - viskositas, kepadatan, kandungan gas.

5. Berdasarkan karakteristik “minyak” baru dari pompa, jumlah tahap operasi dipilih yang memenuhi parameter yang ditentukan - aliran dan tekanan. Berdasarkan karakteristik yang dihitung ulang, daya pompa ditentukan dan motor penggerak, kabel pembawa arus, dan peralatan pembumian (transformator dan stasiun kendali) dipilih.

6. Berdasarkan suhu cairan formasi pada saluran masuk pompa, daya, efisiensi dan perpindahan panas pompa dan motor listrik submersible, suhu elemen utama unit pompa ditentukan - belitan motor listrik, oli dalam proteksi hidrolik, kabel arus, kabel pembawa arus, dll. Setelah menghitung suhu pada titik-titik karakteristik, desain kabel dalam hal ketahanan panas (panjang dan ekstensi tatap muka), serta desain motor, kabel belitan, insulasi, dan oli pelindung hidrolik ditentukan.

Jika suhu yang dihitung ternyata lebih tinggi dari suhu maksimum yang diizinkan untuk elemen unit pompa yang digunakan di wilayah tertentu atau tidak mungkin memesan unit ESP bersuhu tinggi yang mahal, maka perhitungan harus dilakukan untuk unit pompa lain (dengan karakteristik yang berubah). pompa dan motor, misalnya dengan efisiensi lebih tinggi, dengan diameter mesin eksternal lebih besar, dll.).

7. Setelah pemilihan akhir ESP dalam hal aliran, tekanan, suhu dan dimensi keseluruhan, kemungkinan penggunaan instalasi yang dipilih untuk pengembangan sumur minyak setelah pengeboran atau perbaikan bawah tanah diperiksa. Dalam hal ini, cairan pembunuh berat atau cairan lain (busa) yang digunakan dalam sumur ini diambil sebagai cairan yang dipompa untuk perhitungan. Perhitungan dilakukan untuk perubahan densitas dan viskositas, serta ketergantungan lain dari pembuangan panas dari pompa dan motor listrik submersible ke cairan yang dipompa. Dalam banyak kasus, perhitungan ini menentukan waktu maksimum yang mungkin untuk pengoperasian unit submersible tanpa henti selama pengembangan sumur hingga suhu kritis tercapai pada belitan stator motor submersible.

8. Setelah pemilihan ESP selesai, instalasi, jika perlu, diperiksa kemungkinan pengoperasiannya pada cairan formasi yang mengandung pengotor mekanis atau elemen korosif. Jika tidak mungkin memesan desain khusus pompa tahan aus atau korosi untuk sumur tertentu, tindakan geologi, teknis dan rekayasa yang diperlukan ditentukan untuk mengurangi pengaruh faktor-faktor yang tidak diinginkan.

Untuk memilih ESP, diperlukan data awal sebagai berikut:

1. Kepadatan, kg/m3:

minyak yang dipisahkan;

gas dalam kondisi normal;

2. Viskositas, m 2 / s:

3. Sumur produksi yang direncanakan, meter kubik/hari.

4. Potongan air dari produk pembentukan, pecahan satuan.

5. Faktor gas, m3/cub.m.

6. Koefisien volumetrik minyak, satuan.

7. Kedalaman formasi (lubang perforasi), m.

8. Tekanan reservoir dan tekanan saturasi, MPa.

9. Suhu reservoir dan gradien suhu, o C, o C/m.

10. Koefisien produktivitas, m3/MPa*hari.

11. Tekanan penyangga, MPa.

12. Dimensi geometris casing (diameter luar dan tebal dinding), tali pipa (diameter luar dan tebal dinding), pompa dan motor submersible (diameter luar), mm.

Pemilihan instalasi ESP dilakukan dengan urutan sebagai berikut:

1. Tentukan kepadatan campuran di bagian "dasar sumur - saluran masuk pompa", dengan mempertimbangkan penyederhanaan:

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

dimana r n - kepadatan minyak yang dipisahkan, kg/cub.m

r in - kepadatan air formasi,

rg - kepadatan gas dalam kondisi standar;

G - kandungan gas volumetrik saat ini;

b- potongan air dari cairan formasi.

2. Tentukan tekanan lubang dasar yang menjamin laju aliran sumur yang ditentukan:

R zab = R pl - Q / K prod

dimana Ppl adalah tekanan reservoir;

Q adalah laju aliran sumur yang ditentukan;

Kprod - koefisien produktivitas sumur.

3. Tentukan kedalaman tingkat dinamis pada laju aliran fluida tertentu:

N din = L persegi - P zab * Q / r cm g

4. Kami menentukan tekanan pada saluran masuk pompa di mana kandungan gas pada saluran masuk pompa tidak melebihi batas maksimum yang diizinkan untuk wilayah ini(misalnya - G=0,15):

R pr = (1 – G) R kita

(dengan eksponen tergantung pada degassing fluida formasi m = 1.0).

dimana: P us - tekanan saturasi.

5. Tentukan kedalaman suspensi pompa:

L = N din + P pr / r cm g

6. Tentukan suhu fluida formasi pada saluran masuk pompa:

T = Tpl – (L baik - L) * G t ;

dimana Tpl - suhu reservoir;

G t - gradien suhu.

7. Tentukan koefisien volumetrik zat cair pada tekanan di saluran masuk pompa:

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

dimana: B adalah koefisien volumetrik minyak pada tekanan saturasi;

b - potongan air volumetrik produk;

P pr - tekanan pada saluran masuk pompa;

Nanah adalah tekanan saturasi.

8. Kami menghitung laju aliran fluida pada saluran masuk pompa:

Q pr = Q * B *

9. Tentukan jumlah volumetrik gas bebas pada saluran masuk pompa:

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

Dimana G adalah faktor gas.

10. Tentukan kandungan gas pada saluran masuk pompa:

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

11.Hitung aliran gas pada saluran masuk pompa:

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

12. Kami menghitung penurunan kecepatan gas di bagian selubung di saluran masuk pompa:

C = Q g.pr.s / f persegi

Dimana f cw adalah luas penampang sumur pada saluran masuk pompa.

13. Tentukan kandungan gas sebenarnya pada saluran masuk pompa:

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

dimana C p adalah laju naiknya gelembung gas, bergantung pada pemotongan air pada sumur produksi (C p = 0,02 cm/s pada b< 0,5 или С п = 0,16 см/c при b > 0,5).

14. Kami menentukan kerja gas di bagian “asupan pompa lubang bawah”:

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

15. Kami menentukan kerja gas di bagian "pompa injeksi - kepala sumur":

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

Di mana b penggemar = 1 / [((1 + P penggemar) B penggemar *) / G penggemar ] + 1;

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

Nilai dengan indeks “buffer” mengacu pada bagian kepala sumur dan merupakan tekanan “buffer”, kandungan gas, dll.

16. Tentukan tekanan pompa yang dibutuhkan:

P = rg L din + P buffer - P g1 - P g2

dimana L din adalah kedalaman tingkat dinamis;

P penyangga - tekanan penyangga;

P g1 - tekanan operasi gas di bagian lubang bawah pompa;

P g2 adalah tekanan operasi gas di bagian “pompa injeksi - kepala sumur”.

17. Berdasarkan aliran pompa di saluran masuk, tekanan yang diperlukan (tekanan pompa) dan diameter bagian dalam selubung, kami memilih ukuran standar pompa sentrifugal submersible dan menentukan nilai yang menjadi ciri pengoperasian pompa ini di mode optimal (aliran, tekanan, efisiensi, daya) dan dalam mode suplai, sama dengan "0" (tekanan, daya).

18. Tentukan koefisien perubahan aliran pompa ketika beroperasi pada campuran minyak-air-gas relatif terhadap karakteristik air:

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

dimana n adalah viskositas efektif campuran;

Q оВ - aliran pompa optimal di atas air.

19. Mari kita hitung koefisien perubahan efisiensi pompa akibat pengaruh viskositas:

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

20. Kami menghitung koefisien pemisahan gas pada saluran masuk pompa:

K c = 1 / ,

dimana f sumur adalah luas cincin yang dibentuk oleh dinding bagian dalam casing dan casing pompa.

21. Tentukan aliran fluida relatif pada saluran masuk pompa:

q = Q f.pr / Q o B

dimana Q o B adalah suplai dalam mode optimal sesuai dengan karakteristik “air” pompa.

22. Tentukan aliran relatif pada saluran masuk pompa pada titik yang sesuai dengan karakteristik air pompa:

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

23. Kami menghitung kandungan gas pada saluran masuk pompa dengan mempertimbangkan pemisahan gas:

b pr = b dalam (1 - K s)

24. Tentukan koefisien perubahan tekanan pompa akibat pengaruh viskositas:

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

25. Tentukan koefisien perubahan tekanan pompa dengan memperhatikan pengaruh gas:

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

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

26. Tentukan tekanan pompa pada air pada mode optimal:

N = P / rg K K N n

27.Hitung jumlah tahapan pompa yang dibutuhkan:

Z = H / jam st,

di mana h st adalah tekanan dari satu tahap pompa yang dipilih.

Angka Z dibulatkan ke nilai bilangan bulat yang lebih tinggi dan dibandingkan dengan jumlah standar tahapan ukuran pompa yang dipilih. Jika jumlah tahapan yang dihitung ternyata lebih besar dari yang ditentukan dalam dokumentasi teknis untuk ukuran pompa yang dipilih, maka Anda harus memilih ukuran standar berikutnya dengan jumlah tahapan yang lebih banyak dan ulangi perhitungan mulai dari poin 17.

Jika perkiraan jumlah langkah kurang dari yang ditentukan dalam spesifikasi teknis, tetapi selisihnya tidak lebih dari 5%, ukuran pompa yang dipilih dibiarkan untuk perhitungan lebih lanjut. Jika jumlah tahapan standar melebihi yang dihitung sebesar 10%, maka keputusan harus diambil untuk membongkar pompa dan menghapus tahapan tambahan. Perhitungan lebih lanjut dilakukan dari paragraf 18 untuk nilai baru dari karakteristik operasi.

28. Kami menentukan efisiensi pompa dengan mempertimbangkan pengaruh viskositas, gas bebas, dan mode pengoperasian:

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

dimana h оВ adalah efisiensi maksimum pompa untuk karakteristik air.

29. Tentukan daya pompa:

30. Tentukan kekuatan motor submersible:

N SPE = N/jam SPE

31. Kami memeriksa pompa dan motor submersible untuk kemungkinan memompa keluar cairan berat (cairan pembunuh) selama pengembangan sumur:

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

di mana r gl adalah densitas cairan pembunuh.

Kami menghitung tekanan pompa saat mengembangkan sumur:

N gl = R gl / r gl

Nilai N gl dibandingkan dengan N karakteristik air paspor.

Kami menentukan kekuatan pompa saat mengembangkan sumur:

N gl = P gl Q / jam

Daya yang dikonsumsi oleh motor listrik submersible selama pengembangan sumur:

N PED. jam = N jam / jam PED

32. Kami memeriksa instalasi untuk suhu maksimum yang diizinkan pada saluran masuk pompa:

di mana [T] adalah suhu maksimum yang diizinkan dari cairan yang dipompa pada saluran masuk pompa submersible.

33. Kami memeriksa pemasangan unit pendingin sesuai dengan kecepatan cairan pendingin minimum yang diizinkan di bagian melingkar yang dibentuk oleh permukaan bagian dalam selubung di lokasi pemasangan unit submersible dan permukaan luar motor submersible, yang mana kami menghitung alirannya laju cairan yang dipompa keluar.

Backup_of_str-1-1_2.9STRUKTUR SIAP1.cdr Backup_of_str-1-1_2.9STRUKTUR SIAP.cdr Backup_of__Jadwal pengembangan print.cdr Cadangan_of_tek_neftenas_3_34.cdr _Jadwal pengembangan print.cdr SELECTION5 siap luar biasa.cdr PL DGOTOV.cdr profil.cdr Tek.N.Tris..cdr ESP.bak Ef.n.t.Yu1-1.cdr jempol.db Pompa_ESP.frw SPEC1.cdw SPEC2.cdw SPEC3.cdw

Perhitungan ESP.doc

3.Bagian teknis

3.1. Peralatan pengoperasian sumur minyak dengan menggunakan pompa submersible rodless.

Pemasangan pompa sentrifugal submersible dalam desain modular UETsNM dan UETsNMK dirancang untuk pemompaan dari sumur minyak, termasuk fluida formasi miring yang mengandung minyak, air dan gas, serta pengotor mekanis. Unit ini memiliki dua versi: konvensional dan tahan korosi. Contoh simbol instalasi saat memesan: UETsNM5 - 125 - 1200 VKO2 TU - 26 - 06 - 1486 - 87, bila sesuai dan dalam dokumentasi teknis ditunjukkan: UETsNM5 - 125 - 1200 TU26 - 06 - 1486 - 87, di mana: U - instalasi, E - penggerak dari motor submersible, N - pompa, M - modular, 5 - grup pompa, 125 - aliran m3/hari, 1200 - tekanan, VK - opsi konfigurasi, 02 - nomor seri opsi konfigurasi sesuai spesifikasi.

Untuk instalasi (UETSNM dan U) dengan desain tahan korosi, huruf “K” ditambahkan sebelum penunjukan grup pompa.

Instalasi UETsNM dan UETsNMK terdiri dari unit submersible, kabel, dan rakitan peralatan listrik berbasis darat - gardu induk kompleks transformator (KTPPN individu atau KTPPNKS cluster).

Unit pemompaan yang terdiri dari pompa sentrifugal submersible dan motor (Pemanas listrik dengan pelindung hidrolik) diturunkan ke dalam sumur melalui tali pipa.

Unit pemompaan memompa keluar cairan formasi dari sumur dan mengirimkannya ke permukaan melalui tali pipa.

Kabel yang menyuplai listrik ke motor listrik dipasang pada pelindung hidrolik. Pompa dan pipa dengan sabuk logam.

Gardu transformasi terintegrasi mengubah tegangan pada terminal motor listrik, dengan mempertimbangkan kehilangan tegangan pada kabel, dan mengontrol pengoperasian unit pompa, pemasangan, dan perlindungannya dalam kondisi tidak normal.

Pompa submersible, sentrifugal, modular. Katup satu arah dirancang untuk mencegah putaran balik rotor pompa di bawah pengaruh kolom cairan dalam pipa selama penghentian dan dengan demikian memfasilitasi penyalaan ulang unit pompa. Katup periksa disekrup ke modul kepala pompa, dan katup pembuangan disekrup ke badan katup periksa. Katup pembuangan digunakan untuk mengalirkan cairan dari rongga pipa pada saat unit pemompaan diangkat dari sumur.

Untuk membersihkan fluida formasi yang mengandung lebih dari 25-35% (volume) gas bebas pada jaringan penerima modul input, modul pompa pemisah gas dihubungkan ke pompa.

Motornya asinkron, submersible, tiga fase, sangkar tupai, dua kutub, berisi oli.

Pada saat yang sama, instalasi harus dilengkapi dengan perangkat lengkap ShGS 5805-49TZU.

Rakitan kabel dihubungkan ke motor listrik menggunakan kopling entri kabel. Peralatan kepala sumur memastikan suspensi tali pipa dengan unit pompa dan rakitan kabel pada flensa selubung, penyegelan annulus, dan drainase cairan formasi ke dalam garis aliran. Pompa modular sentrifugal submersible, multistage, desain vertikal. Pompa diproduksi dalam dua versi: ETsNMK konvensional dan ETsNMK tahan korosi. Pompa terdiri dari modul saluran masuk, modul bagian, modul kepala, katup periksa, dan katup pembuangan.

Diperbolehkan untuk mengurangi jumlah bagian modul di pompa jika unit submersible dilengkapi dengan perlengkapan yang sesuai. Mesin dengan daya yang dibutuhkan. Untuk memompa keluar fluida formasi yang mengandung lebih dari 25% (volume) gas bebas di dinding modul saluran masuk pompa, modul pompa pemisah gas harus dihubungkan ke pompa. Pemisah gas dipasang antara modul input dan modul bagian. Sambungan antara modul, modul bagian, dan modul masukan dengan motor berbentuk flensa. Sambungannya disegel dengan cincin karet. Sambungan poros-poros bagian modul satu sama lain, bagian modul dengan poros modul masukan dengan poros pelindung hidrolik mesin dilakukan dengan kopling splined.

Poros pemisah gas, modul bagian dan modul masukan dihubungkan satu sama lain juga melalui kopling splined.

Impeler dan baling-baling pemandu pompa standar terbuat dari besi cor kelabu yang dimodifikasi, untuk yang tahan korosi terbuat dari 4N16D72ХШ yang dimodifikasi.

Impeler pompa konvensional dapat dibuat dari poliamida yang dimodifikasi secara radio. Modul kepala terdiri dari rumahan, di satu sisi terdapat ulir kerucut internal untuk menghubungkan katup periksa (tabung pompa-kompresor), di sisi lain terdapat flensa untuk menghubungkan bagian dua rusuk dan cincin karet ke modul. Sirip dipasang ke badan modul kepala dengan baut dan ring pegas. Cincin karet menutup sambungan antara modul kepala dan modul bagian.

Bagian modul terdiri dari rumahan, poros, paket kaki impeler dan baling-baling pemandu, bantalan atas, penyangga aksial atas, kepala, alas, dua rusuk, dan cincin karet.

Jumlah kaki di bagian modul ditunjukkan dalam tabel.

Tulang rusuk dirancang untuk melindungi kabel datar dengan kopling dari kerusakan mekanis pada dinding selubung selama penurunan dan pengangkatan unit pompa. Tulang rusuk dipasang ke dasar bagian modul dengan baut dan mur dan ring pegas.

MOTOR LISTRIK SPRING (SEM)

Motor submersible terdiri dari motor listrik dan proteksi hidrolik. Motor submersible tiga fase, asinkron, sangkar tupai, dua kutub, dari seri Pad terpadu dalam versi normal dan tahan korosi, versi iklim B, kategori 45, beroperasi dari jaringan arus bolak-balik dengan frekuensi 50 Hz dan digunakan sebagai penggerak pompa sentrifugal submersible dalam desain modular untuk memompa cairan formasi dari sumur minyak. Mesin dirancang untuk beroperasi dalam fluida formasi (campuran minyak dan air dalam proporsi berapa pun pada suhu 110C).

HIDROPROTEKSI MOTOR LISTRIK SUBMERSIBLE.

Perlindungan hidraulik dirancang untuk mencegah cairan formasi memasuki rongga internal motor listrik, mengkompensasi perubahan volume oli di rongga internal dari suhu motor listrik dan mentransmisikan torsi dari poros motor listrik ke poros pompa . 2 varian desain perlindungan hidrolik telah dikembangkan untuk mesin seri terpadu; tipe terbuka- P

92, PK92, P114, PK114, dan tipe tertutup - P92D, PK92D, (dengan diafragma) P11D, PK114D;

PERANGKAT LENGKAP SERI SHGS5805.

Perangkat ini dirancang untuk mengontrol dan melindungi pompa listrik submersible untuk produksi minyak dengan motor seri PED (termasuk sistem termomanometri bawaan) sesuai dengan GOST 18058 - 80 dengan daya 14-100 kW dan tegangan hingga 2300 V AC .

KABEL

Untuk menyuplai energi listrik ke motor instalasi, digunakan saluran kabel, terdiri dari kabel utama dan kabel ekstensi yang disambung dengan kopling entri kabel, yang memastikan sambungan saluran kabel ke motor listrik tertutup rapat.

Tergantung pada tujuannya, jalur kabel dapat mencakup kabel bundar merek KPBK sebagai kabel utama; KTEBK; KTfSBK; atau merek KPBP datar; KTEB; KFSB;

Kabel pipih merk KBPBP dan KFSB digunakan sebagai kabel ekstensi.

Kopling entri kabel tipe bulat: Kabel merk KPBK dan KBPP dengan insulasi polietilen dimaksudkan untuk pengoperasian pada suhu ruangan sampai +90C.
Karakteristik kinerja ESP konvensional
Tabel No.18

Ukuran instalasi	Pasokan: m3/hari	Ketua: 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

Karakteristik pengoperasian ESP modular

Tabel No.19

Ukuran instalasi	Pasokan: m3/hari	Ketua: 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 Karakteristik kinerja pompa submersible listrik (ESP).

Semua jenis pompa memiliki karakteristik operasi paspor berupa kurva ketergantungan H(Q) (tekanan, aliran); n(Q)

(efisiensi pakan); N (Q) (konsumsi daya, pasokan).

Biasanya, ketergantungan ini diberikan dalam kisaran laju aliran operasi atau kisaran yang sedikit lebih besar.

Setiap pompa sentrifugal, termasuk ESP, dapat beroperasi dengan katup pelepasan tertutup (yaitu A: Q = 0). Н=Н maksimal tanpa tekanan balik pada pelepasan (t.ВQ=Q maks: Н=0).

Karena kerja berguna pompa sebanding dengan produk suplai dan tekanan, maka untuk 2 mode ekstrem ini kerja berguna akan sama dengan 0, dan karenanya efisiensi. = 0.

Pada rasio Q dan H tertentu, kerugian internal minimal, efisiensi. mencapai nilai maksimum sekitar 0,5-0,6.

Biasanya, pompa dengan aliran rendah dan impeler berdiameter kecil, serta dengan jumlah kaki yang banyak, mengalami penurunan efisiensi. Pasokan dan tekanan yang sesuai dengan efisiensi maksimum disebut mode pengoperasian pompa yang optimal. Ketergantungan n(Q) di sekitar maksimumnya berkurang dengan lancar, sehingga ESP dapat beroperasi dalam kondisi yang menyimpang ke satu arah atau lainnya dari kondisi optimal. Batasan penyimpangan ini bergantung pada karakteristik spesifik ESP dan harus sesuai dengan penurunan efisiensi. sebesar 3-5%. Ini mengkondisikan seluruh area mode yang mungkin, yang disebut area yang direkomendasikan.

Pemilihan pompa untuk sumur dilakukan dengan memilih ukuran standar ESP sehingga beroperasi dalam kondisi optimal atau kondisi yang direkomendasikan untuk memompa laju aliran tertentu dari kedalaman tertentu. Pompa yang diproduksi saat ini dirancang untuk laju aliran nominal dari 40 (ETSN 5-40-950) hingga 500 m3/hari (ETSN 6-50-750) dan tekanan dari 450 m (ETSN6-500-450) hingga 1500 m (ETSN6- 100-1500 ). Selain itu, ada pompa untuk keperluan khusus, misalnya untuk memompa air ke formasi. Pompa ini memiliki laju aliran hingga 3000 m3/hari dan head hingga 1200 m. Tekanan yang dapat diatasi oleh pompa berbanding lurus dengan jumlah kaki dan bergantung pada ukuran impeler, yaitu. pada dimensi radial pompa.

Dengan diameter luar selubung pompa 92 mm, tekanan rata-rata yang dikembangkan oleh satu tahap saat beroperasi di air adalah 3,86 m, dengan fluktuasi 3,69 hingga 4,2 m.

Dengan diameter luar 114 mm, tinggi rata-rata adalah 5,76 m dengan fluktuasi dari 5,03 m hingga 6,84 m.
3.3 Spesifikasi untuk mengoperasikan ESP dalam desain modular

Kepadatan maksimum campuran air-minyak - 1400kg/m3
Viskositas kinematik - 1mm2/detik
Indikator hidrogen pH - 6,0 - 8,5
Jumlah massa maksimum (konsentrasi) partikel padat - 0,01% (0,1 g/l)
Potongan air dari cairan yang dipompa tidak lebih dari 99%.
Kandungan gas bebas maksimum pada saluran masuk pompa dengan pemisah gas adalah 25% - 50%.
Kandungan hidrogen sulfida H2S - 0,01 g/l.
Suhu cairan yang dipompa tidak lebih dari 90C.
Untuk UECNM versi anti korosi, kandungan hidrogen sulfida H2S adalah 125 g/l.
Jaminan waktu pengoperasian ESP sebelum perbaikan adalah 830 hari. Jangka waktu sampai dengan penghapusan adalah 5,5 tahun.

Tabel No.20

Instalasi	Pompa	Modul pompa pemisah gas	Mesin
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	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
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 Metodologi pemilihan ESP untuk sebuah sumur

Metodologi ini dimaksudkan untuk perhitungan operasional parameter teknologi sumur yang dilengkapi dengan ESP; keakuratan nilai perhitungan antara dan akhir berada dalam nilai yang dapat diterima untuk kondisi lapangan.

Metode tersebut menggunakan ketergantungan matematis untuk parameter campuran air-minyak-gas yang diperoleh dari penelitian dalam dan luar negeri. Tujuan akhir dari teknik ini adalah untuk menentukan titik perpotongan karakteristik operasi pompa yang dipilih dengan karakteristik kondisional sumur, yaitu. menemukan kondisi untuk pengoperasian bersama sumur dan pompa.

Metode ini memperhitungkan pengaruh viskositas campuran minyak-air terhadap karakteristik paspor (di atas air). Teknik tersebut disajikan dalam bentuk algoritma, yaitu. ini menyediakan urutan operasi perhitungan untuk mendapatkan parameter teknologi utama sumur pompa.

Koefisien dengan mempertimbangkan pemanjangan lubang sumur

ke = 1-Ld/Ns

Ld - ekstensi lubang sumur dalam m.

Hc adalah kedalaman vertikal sumur, panjang batang sumur tidak menyimpang, m.

Kepadatan minyak di anulus

n.z.= n pov + 1,03 x n. Persegi/2.085; kg/m3

Rumus ini berdasarkan hasil penelitian lapangan terutama untuk kondisi Ppr  Psat. Bisa dipakai untuk kondisi Rpr< Рнас в пределах не более 10% по объему. При  = 0. Rpr = Rpsat.

Ppr - tekanan masuk pompa, MPa

Psas - tekanan saturasi, MPa

prkandungan gas pada volume masuk pompa.

3. Massa jenis campuran minyak-air kg/m3

cm = n. hal. (1-n/100) +в x n/100

n.pl. - kepadatan minyak reservoir, kg/m

в - kepadatan air terproduksi, kg/m3

N - potongan air dari minyak yang diproduksi, %

Koefisien yang memperhitungkan peningkatan volume campuran air-minyak yang disuplai ke saluran masuk pompa.

(Ksm >1),

Dimana Vpl adalah koefisien volumetrik minyak reservoir (Vpl > 1)
5. Viskositas campuran air-minyak yang disuplai ke intake pompa (pada n = 60%)

Dimana Mn. pl – viskositas minyak reservoir, MPa x s

Jika LSM< 5 МПа х с или n >60%, maka faktor koreksi Kd = 1; Kn = 0,99;

6. Faktor koreksi aliran pompa (faktor reduksi aliran)

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

Faktor koreksi tekanan (faktor reduksi tekanan).

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

Mengurangi tingkat statis dalam sumur yang beroperasi dalam mode (ESP atau SRP) sebelum mentransfernya ke mode optimal: m

Nst = (Np.n - Nd) x,
Npn - kedalaman suspensi pompa: m

ND - tingkat dinamis: m

Rpl - tekanan reservoir: MPa

Rzatr - tekanan selubung: MPa

P buffer - tekanan pada buffer: MPa

Catatan: Untuk sumur yang dikonversi ke ESP dari metode pengaliran, setelah penutup. perbaikan dan segera setelah pengeboran di formula 8, Np diterima. n = Ns.; Tidak = 0

Koefisien yang mendekatkan karakteristik kondisi sumur ke area kerja pompa dalam hal tekanan m 6 / hari 2

, Di mana

S1, S3 - nilai numerik dari koefisien yang menentukan persamaan bagian kerja, karakteristik, dan ukuran pompa yang telah dipilih sebelumnya.

S1 – [m], S3 – [hari persegi/m3]

Nilai kebalikan dari koefisien produktivitas sumur (Kpr), yang mencirikan laju aliran massa campuran air-minyak yang masuk ke saluran masuk pompa; hari/m2 MPa.

Koefisien yang mendekatkan karakteristik kondisi sumur ke area kerja pompa pada suplai m3/hari

B = (S2 - Kpr

) x Kd/ 2,2 x Kcm x S3;
S 2 - koefisien numerik bagian kerja dari karakteristik ukuran pompa yang telah dipilih sebelumnya (hari/m2)

Rancang penarikan cairan optimal dari sumur pada kondisi permukaan m3/hari ql = B + A + B 2 ;

Catatan: rumus butir 12 diperoleh dari kondisi keputusan bersama meratakan aliran fluida ke dasar sumur dan persamaan luas kerja karakteristik pompa sentrifugal submersible :

Mengganti persamaan (b) dan ekspresi g f dari (a) dan melakukan beberapa transformasi, kita memperoleh ekspresi untuk g f (item 12)

Desain tekanan lubang dasar di sumur MPa

Rzab = Rpl – ql/ Kpr;

Tingkat dinamis dalam pengembangan sumur dengan penggunaan cairan selama pembunuhan sumur; M

Dimana rzh.hl adalah massa jenis cairan pembunuh, kg/m3

Kedalaman suspensi pompa: m

,
Psat - tekanan saturasi, MPa

Desain tingkat dinamis kerja di dalam sumur dalam kondisi operasi kondisi stabil; M

DATA AWAL YANG DIPERLUKAN UNTUK PERHITUNGAN.

10. Rpl - tekanan reservoir, MPa

11. Pzatr - tekanan selubung, MPa

12. Rbuf - tekanan penyangga, MPa

Kpr - koefisien produktivitas m3/hari MPa

14. gl kepadatan cairan pembunuh; kg/m3

Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 1739
Data awal untuk perhitungan:

Laju aliran sumur Qf = 130 m 3 /hari
Pemotongan air n = 87%.
Kedalaman sumur Hc = 2808m.
Kedalaman suspensi pompa N.p. = 1710m.
Tingkat dinamis N d = 610 m.
Tekanan di anulus P exp = 0,8 MPa.
Massa jenis air terproduksi  in = 1170 kg/m3
Tekanan reservoir Pl = 25,6 MPa
Pukulan = 27,2 m.
Massa jenis fluida pembunuh  zgl = 1170 kg/m 3
Koefisien produktivitas Kpr = 1,62 m 3 /hari MPa

Ekstraksi optimal dirancang 130m 3 /hari

K d =1; Kn = 0,99.

7. Pilih dulu pompa ESP5-125-1400

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

SEBUAH=

9.
10.
11.
12.
13.

Kami menerima N mon = 1650m

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

Untuk pompa ESP 5-125-1400 Ruang kerja untuk pemilihan cairan adalah 90-160 m 3 /hari. Dengan demikian, ekstraksi yang dirancang sebesar 136,9 m 3 /hari dapat diterima dan pompa akan beroperasi dalam kondisi optimal.

^ Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 235
Data awal untuk perhitungan:

Sumur ini dioperasikan oleh unit ESP 5-80-1550

Ekstraksi yang dirancang 111,4 m3/hari

Laju aliran sumur Qf = 90 m 3 /hari
Pemotongan air n = 91%.
Kedalaman sumur Hc = 2803m.
Kedalaman suspensi pompa N.p. = 1560m.
Tingkat dinamis N d = 780 m.
Diameter bagian dalam casing produksi D eq = 0,130 m.
Tekanan di anulus P exp = 0,9 MPa.
Massa jenis minyak pada kondisi permukaan  n.pov = 840 kg/m 3
Massa jenis minyak pada kondisi reservoir  n.pl = 830 kg/m 3
Koefisien volume  = 1,108
Massa jenis air terproduksi  in = 1160 kg/m3
Tekanan saturasi P us = 6,23 MPa.
Tekanan reservoir Pl = 24,5 MPa
L langkah laras = 5,6 m.
Massa jenis fluida pembunuh  zgl = 1200 kg/m 3
Koefisien produktivitas Kpr = 1,12 m 3 /hari MPa
Viskositas oli pada kondisi reservoir  n = 1,83 MPa*s

K d =1; Kn = 0,99.

7. Pilih dulu pompa ESP5-130-1400

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

SEBUAH=

9.
10.
11.
12.
13.

Kami menerima N mon = 1300m

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

Jumlah air yang setara

Untuk pompa ESP 5-130-1400, area kerja untuk pemilihan cairan adalah
90-180 m.3 / hari. Jadi, proyeksi ekstraksi adalah 111,4 m 3 /hari

Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 3351

Sumur ini dioperasikan dengan pompa ESP 5-125-1300

Data awal untuk perhitungan:

Aliran sumur Ql = 97 m3/hari
Pemotongan air n = 50%.
Kedalaman sumur = 2798 m.
Kedalaman suspensi pompa Np.n. = 1460m.
Tingkat dinamis Нд = 1260 m.
Diameter tali produksi adalah Des = 0,130 m.
Tekanan di anulus Pzatr = 3 MPa.
Massa jenis minyak pada kondisi permukaan pH.pov = 840 kg/m3
Massa jenis minyak pada kondisi reservoir p n.pl = 830 kg/m3
Koefisien volume vn = 1,108
Massa jenis air terproduksi р в = 1170kg/m3
Tekanan saturasi Рsа = 6,23 MPa.
Tekanan reservoir Rpl = 25,4 MPa
Panjang barel = 12,1 m.
Massa jenis cairan pembunuh p zgl = 1170 kg/m3
Koefisien produktivitas Kpr = 1,3 m3/hari MPa
Viskositas oli pada kondisi reservoir Mn = 1,83 MPa x s

PERHITUNGAN
Ekstraksi yang dirancang 120m3/hari

9. Pilih dulu pompa ESP5-125-1400

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

10.
11.
12.
13
14.
15.

Kami menerima Npn = 1850m
16

17. Q cm = Qzopt x Kcm = 127 x 1,054 = 134 meter kubik/hari

Jumlah air yang setara

Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 1713

Laju aliran sumur Q Dan = 80 M 3 /hari
Potongan air H = 67%
Kedalaman yang baik H Dengan = 2845 M.
Kedalaman suspensi pompa H hal.n. = 1750 M.
Tingkat dinamis H D = 1080 M.
Diameter tali produksi D ek = 0,130 M.
Tekanan melingkar P biaya= 1,3 MPa
Kepadatan minyak pada kondisi permukaan P dan sudut pandang = 840 kg/m 3
Kepadatan minyak dalam kondisi reservoir P dan hal = 830 kg/m 3
Koefisien volume DI DALAM N 1,108.
Kepadatan air terproduksi P V =1170 kg/cm 3
Tekanan saturasi P kita=6,23MPa
Tekanan reservoir P hal=27,3MPa
L mengalahkan bagasi = 0,7 M.
Membunuh kepadatan cairan P f ch = 1170 kg/m 3
Faktor produktivitas K dll. = 0,27 M 3 /hari MPa
Viskositas minyak pada kondisi reservoir M N= 1,83 MPa. Dengan

Perhitungan:

Seleksi yang diproyeksikan 130 M 3 /hari

8.

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

10.
11.
12.
13
14.
15.

Kami menerima N Senin = 1500M

Jumlah air yang setara

Untuk pompa ESP 5-125-1400, area kerja pemilihan cairan adalah 90-160 m.cub/hari. Jadi, proyeksi seleksinya adalah 146,2 m.cub/hari asumsikan pompa akan beroperasi dalam mode optimal.
Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 3351

Perhitungan:

Seleksi yang diproyeksikan 120 m 3 /hari

Pra-pilih pompa ESP5-125-1400

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

Kami menerima N Senin = 1850M

Jumlah air yang setara

Untuk pompa ESP 5-125-1400, luas wilayah kerja pemilihan cairan adalah 90-160 m3/hari. Dengan demikian, ekstraksi yang dirancang sebesar 138,7 meter kubik per hari dapat diterima dan pompa akan beroperasi dalam mode optimal.
Perhitungan pemilihan ESP untuk sumur 1693

Perhitungan:

Seleksi yang diproyeksikan 120 m 3 /hari

9. Untuk memilih cairan, pertama-tama kita menggunakan pompa ESP5-125-1400

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

Kami menerima N Senin = 1000M

Jumlah air yang setara

Untuk pompa ESP 5-130-1400, area kerja pemilihan cairan adalah 90-180 m.cub/hari. Jadi, proyeksi seleksinya adalah 135,6 m.cub/hari asumsikan pompa akan beroperasi dalam mode optimal.
Mode operasi teknologi sumur minyak formasi T2 di ladang Kurmanaevskoe.

Baik.Opt	Tuan Plast	Dana	Jalan	Q(cair)m3	Qoil t/hari	Qair t/hari
246d	Kur T2	ext	ESP50	50	3,4	53,4
102d	Dok T2	ext	ESP50	60	32	14,6
106d	DocT2	ext	ESP50	50	27,6	14,4
235d	KurT2	ext	ESP80	90	6,8	95
248d	KurT2	ext	ESP50	50	10,5	43,9
1607d	DocT2	ext	ESP50	50	27,6	20,5
1608d	DocT2	ext	ESP50	50	3,4	53,6
1614d	DocT2	ext	ESP50	50	32	13,5
1615d	DocTT2	ext	ESP50	50	38,3	7
1616d	DocT2	ext	ESP50	40	3,4	50,6
1622d	DocT2	ext	ESP20	15	3,2	15,2
1693d	KurT2	ext	ESP80	80	11,1	79,4
1713d	KurT2	ext	ESP80	80	22,1	62,7
1716d	KurT2	ext	ESP50	55	12,9	46,1
1733d	KurT2	ext	ESP20	25	2,5	25,7
1739d	KurT2	ext	ESP125	130	14,2	128,9
1741d	KurT2	ext	ESP50	55	9,7	51
3310d	KurT2	ext	ESP80	80	1,3	91,8
3351d	KurT2	ext	ESP80	55	17,6	39,8
19				1118	276

^ Kesimpulan pada bagian teknis.

Reservoir T 2 sedang dalam tahap akhir pengembangan.
Menyuntikkan air ke dalam reservoir memungkinkan menjaga tekanan reservoir untuk memastikan penarikan cairan yang direncanakan.
Ciri-ciri fisikokimia Reservoir T-2 memenuhi persyaratan teknis pengoperasian ESP.
Ukuran standar ESP yang ada memungkinkan berbagai pilihan dalam formasi T-2.
Mode operasi teknologi sumur disusun dengan mempertimbangkan desain penarikan cairan dan pengoperasian peralatan ESP yang optimal.
ESP di sumur formasi T-2 dioperasikan dalam mode optimal, namun sejumlah sumur dapat dialihkan ke peningkatan ekstraksi cairan (sumur No. 1693, 1713, 3310, 3351), dengan tetap mempertahankan pengoperasian peralatan submersible yang optimal.
Waktu pengoperasian ESP untuk formasi T-2 jauh lebih tinggi daripada rata-rata NGDU Buzulukneft - lebih dari 400 hari dengan rata-rata 350 hari
Melakukan tindakan geologi dan teknis pada sumur formasi T-2 bersamaan dengan injeksi air untuk menjaga tekanan reservoir dapat memperlambat laju penurunan alami produksi minyak.
Penarikan cairan desain yang optimal dari sumur memungkinkan untuk meningkatkan faktor perolehan minyak dari formasi T-2

Pemilihan unit pompa untuk sumur minyak berarti penentuan ukuran standar atau ukuran standar instalasi yang menjamin produksi fluida formasi tertentu dari sumur pada indikator kinerja optimal atau mendekati optimal (laju aliran, tekanan, daya, MTBF, dll. .). Dalam arti yang lebih luas, pemilihan mengacu pada penentuan indikator operasi utama dari sistem “reservoir minyak - unit pemompaan sumur” yang saling berhubungan dan pemilihan kombinasi optimal dari indikator-indikator ini. Optimalisasi dapat dilakukan menurut berbagai kriteria, namun pada akhirnya semuanya harus ditujukan pada satu hasil akhir

Meminimalkan biaya per unit produksi - ton minyak.

Metodologi pemilihan ESP untuk sumur didasarkan pada pengetahuan tentang hukum filtrasi fluida formasi dalam formasi dan zona lubang dasar formasi, pada hukum pergerakan campuran air-gas-minyak di sepanjang selubung sumur dan sepanjang tali pipa, pada hidrodinamika pompa submersible sentrifugal. Selain itu, sering kali perlu diketahui nilai yang tepat suhu cairan yang dipompa dan elemen unit pemompaan, oleh karena itu, dalam metodologi pemilihan, tempat penting ditempati oleh proses termodinamika interaksi pompa, motor listrik submersible, dan kabel pembawa arus dengan cairan formasi multikomponen yang dipompa , karakteristik termodinamika yang berubah tergantung pada kondisi lingkungan.

Perlu dicatat bahwa dengan metode apa pun dalam memilih ESP, diperlukan beberapa asumsi dan penyederhanaan yang memungkinkan terciptanya model pengoperasian sistem “unit pemompaan sumur formasi” yang kurang lebih memadai.

Secara umum asumsi-asumsi yang dipaksakan sehingga tidak menimbulkan penyimpangan yang berarti antara hasil perhitungan dengan data lapangan yang sebenarnya, antara lain ketentuan sebagai berikut:

1. Proses filtrasi fluida formasi pada zona dekat lubang sumur formasi pada saat proses pemilihan peralatan bersifat stasioner, dengan nilai tekanan, water cut, faktor gas, koefisien produktivitas yang konstan, dan lain-lain.

2. Inklinogram sumur merupakan parameter invarian waktu.

Metodologi umum untuk memilih ESP berdasarkan asumsi yang dipilih adalah sebagai berikut:

2. Menurut hukum muai (perubahan tekanan arus dan tekanan saturasi, suhu, koefisien kompresibilitas gas, minyak dan air) aliran fluida formasi, serta menurut hukum pergerakan relatif masing-masing komponennya. aliran sepanjang tali selubung di bagian "bagian bawah sumur - saluran masuk pompa" menentukan kedalaman penurunan pompa yang diperlukan, atau, yang secara praktis sama, tekanan pada saluran masuk pompa, yang memastikan pengoperasian normal unit pompa. Sebagai salah satu kriteria penentuan kedalaman suspensi pompa, dapat dipilih tekanan dimana kandungan gas bebas pada saluran masuk pompa tidak melebihi nilai tertentu. Kriteria lain mungkin adalah suhu maksimum yang diizinkan dari cairan yang dipompa pada saluran masuk pompa.

Jika diperoleh hasil yang nyata dan memuaskan dalam menghitung kedalaman pengoperasian pompa yang diperlukan, transisi ke paragraf 3 metode ini dilakukan.

4. Berdasarkan laju aliran yang direncanakan dan tekanan yang diperlukan, unit pompa dipilih yang karakteristik operasinya mendekati nilai laju aliran dan tekanan yang dihitung. Untuk ukuran standar unit pemompaan yang dipilih, karakteristik kinerja “air” mereka dihitung ulang ke data nyata dari cairan formasi - viskositas, kepadatan, kandungan gas.

7. Setelah pemilihan akhir ESP dalam hal aliran, tekanan, suhu dan dimensi keseluruhan, kemungkinan penggunaan instalasi yang dipilih untuk pengembangan sumur minyak setelah pengeboran atau perbaikan bawah tanah diperiksa. Dalam hal ini, cairan pembunuh berat atau cairan lain (busa) yang digunakan dalam sumur ini diambil sebagai cairan yang dipompa untuk perhitungan. Perhitungan dilakukan untuk perubahan densitas dan viskositas, serta ketergantungan lain dari pembuangan panas dari pompa dan motor listrik submersible ke cairan yang dipompa. Dalam banyak kasus, perhitungan ini menentukan waktu maksimum yang mungkin untuk pengoperasian non-stop unit submersible selama pengembangan sumur hingga suhu kritis tercapai pada belitan stator motor submersible.

Pemilihan ESP dapat dilakukan secara manual maupun menggunakan komputer. Banyak perusahaan minyak telah memasangnya program komputer pemilihan unit pemompaan downhole, yang penggunaannya memungkinkan Anda memilih secara akurat opsi optimal untuk peralatan downhole berdasarkan data lapangan. Pada saat yang sama, tidak hanya dimungkinkan untuk mempercepat pemilihan, tetapi juga untuk meningkatkan keakuratannya dengan menghilangkan banyak penyederhanaan yang diperlukan selama pemilihan manual.

Membagikan: