Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Мельниченко Виктор Евгеньевич

• Мельниченко Виктор Евгеньевич
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Мельниченко Виктор Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОГНОЗА НАДЕЖНОСТИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1. Анализ надежности УЭЦН

1.2. Условия эксплуатации УЭЦН

1.3. Постановка задач исследований

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНОЙ МОДЕЛИ ПАРАМЕТРА НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ УЭЦН ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

2.1. Исследование характера влияния забойного давления на ресурсные параметры УЭЦН

2.2. Технологические факторы, определяющие засорение насоса механическими примесями

2.3. Влияние технологических факторов на характер износа рабочих органов насоса

2.4. Исследование процесса отложения твердой фазы на рабочих органах насоса

2.5. Исследование параметров надежности электрической части

УЭЦН

2.6. Обобщение разработанных эмпирических зависимостей надежности

УЭЦН от технологических факторов

Выводы к главе

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРЕМЕНТАЛЬНОЙ МОДЕЛИ УЗЛОВОГО АНАЛИЗА ВЗАИМОСВЯЗИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ «ПЛАСТ-СКВАЖИНА-УЭЦН»

3.1. Исследование степени влияние забойного давления на термодинамические изменения газожидкостного потока у приема УЭЦН

3.2. Исследование степени влияния забойного давления на интенсивность процесса солеотложения в УЭЦН

3.3. Исследование степени влияния забойного давления на характер выноса

механических примесей в УЭЦН

Выводы к главе

ГЛАВА 4. УПРАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ НА ОСНОВЕ

РАЗРАБОТАННЫХ МОДЕЛЕЙ

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В начале 2000-х годов в условиях роста мировых цен на энергоносители нефтедобывающие предприятия России значительно увеличили объемы добычи нефти. Рост уровня добычи нефти на действующем фонде скважин был обеспечен в основном за счет реализации двух геолого-технических мероприятий: гидроразрыва пласта и форсированного отбора жидкости. Форсирование отбора жидкости является одним из способов регулирования процесса выработки запасов на основе искусственного управления забойным давлением [58].

В результате реализации программы форсирования отборов жидкости, нефтегазовые предприятия Российской Федерации столкнулись с проблемой значительного снижения средней наработки на отказ погружного оборудования (СНО) и межремонтного периода эксплуатации скважин (МРП). По некоторым группам скважин показатель СНО снизилась до 80 суток, а по отдельным скважинам до 30 суток.

Снижение надежности погружного оборудования обуславливалась такими факторами как увеличение напоров насосов и содержания свободного газа на их приеме, отложение солей, увеличение температуры откачиваемой жидкости и узлов погружного оборудования, вынос механических примесей и другими осложняющими факторами [38]. Представленные факторы приводят к снижению надежности работы погружных насосных установок и к сокращению показателя МРП.

Вследствие уменьшения показателя МРП, наблюдается увеличение затрат предприятий на текущий ремонт скважин, на ремонт и приобретение нового погружного оборудования. Таким образом, в настоящее время является актуальным вопрос экономической целесообразности форсирования отборов, так как дополнительные затраты могут превысить доход от добычи нефти за счет метода форсированных отборов. Для повышения эффективности технико-экономических показателей при форсированных режимах, необходимо разработать методику прогнозирования изменения величины надежности работы

оборудования и определения объективных причин снижения показателя СНО при изменении технологических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. Исследование объективных причин сокращения времени безотказной работы УЭЦН позволит разработать методику расчета параметров по снижению негативных факторов, влияющих на ресурс УЭЦН при форсированных отборах жидкости из продуктивной части пласта.

От надежности работы механизированного фонда скважин зависят многие показатели эффективности работы нефтедобывающего предприятия. Максимальные уровни добычи нефти, эксплуатационные и капитальные затраты, издержки предприятия на электроэнергию - все эти показатели являются функцией надежности и эффективности работы механизированного фонда скважин. Для управления и мониторинга эффективности производственной и финансовой деятельности нефтедобывающего предприятия, на основе вышеизложенного, поставлена задача выявления причин снижения надежности УЭЦН при изменении технологических показателей эксплуатации скважин (фактор влияния параметра снижения забойного давления).

На основе актуализации темы исследований и изучении степени ее разработанности, автором сформулирована цель диссертационной работы.

Цель работы - оценка влияния основных технологических показателей добывающих скважин на параметры надежности погружных установок электроцентробежных насосов для повышения эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин в условиях форсированных отборов жидкости. Основные задачи исследований:

1) Обобщение промысловых данных по отказам УЭЦН, в зависимости от режимов эксплуатации скважин. Разработка математической модели расчета параметров работы гидродинамической системы: «пласт-скважина-насос».

2) Разработка корреляционно-регрессионной модели расчета прогнозных показателей параметров надежности УЭЦН для различных значений забойного давления.

3) Изучение и систематизация механизмов отказов УЭЦН.

4) Исследование температурных режимов работы погружного насосного оборудования при различных условиях эксплуатации скважин.

5) Разработка методики определения оптимальных режимов работы УЭЦН в скважинах с осложненными условиями эксплуатации, с учетом технико-экономического обоснования.

6) Разработка методических указаний для реализации промысловых задач по оптимизации режимов форсированных отборов скважинной продукции.

Методы научного исследования

В работе использованы следующие методы решения поставленных задач: моделирование, аналитический, статистический, корреляционно-регрессионный, финансово-экономический методы. Научная новизна

1) Впервые определены основные технологические факторы, обуславливающие зависимость надежности УЭЦН от забойного давления, позволяющие установить причины снижения показателя СНО УЭЦН при форсированных режимах работы скважин.

2) Впервые разработана математическая модель теплового режима нестационарной работы системы «УЭЦН-скважина» для прогнозирования условий вывода скважин, оборудованных УЭЦН, на стационарный режим.

3) Впервые, на основании промысловых данных телеметрической системы (ТМС) УЭЦН, обоснована расчетная зависимость для определения параметра Нуссельта, используемого при определении рабочей температуры погружного электродвигателя (ПЭД) УЭЦН на стационарных режимах.

4) Впервые для повышения достоверности подбора погружных насосных электроцентробежных установок к скважинам с осложненными условиями эксплуатации, разработана методика прогнозирования выноса механических примесей (по промысловым данным нефтяных месторождений Западной Сибири).

5) Впервые разработана методика определения технико-экономических показателей оптимального режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях форсированного отбора жидкости.

6) Впервые разработана методика прогнозирования надежности УЭЦН с учетом использования дополнительного защитного оборудования и технологий от вредных факторов.

Основные защищаемые положения

1) Закономерности влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на надежность УЭЦН, обуславливающих изменение СНО УЭЦН при изменении режимов работы группы скважин.

2) Математическая модель теплового режима нестационарной работы системы «УЭЦН-скважина».

3) Методика прогнозирования выноса механических примесей для условий нефтяных месторождений Западной Сибири.

4) Методика определения технико-экономических показателей оптимального режима работы скважин, оборудованных УЭЦН, в условиях форсированного отбора жидкости.

5) Методика прогнозирования надежности УЭЦН с учетом использования дополнительного защитного оборудования и технологий от вредных факторов.

Практическая ценность работы

1) Построены регрессионные зависимости средней наработки на отказ УЭЦН от забойного давления для условий месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» при формировании плановых показателей финансово-экономической эффективности работ по форсированию отборов.

2) Определены причины снижения надежности УЭЦН при форсировании режимов работы скважин в целях разработки мероприятий по снижению негативного воздействия технологических факторов и достижении максимальных показателей по наработке на отказ.

3) Разработанная модель оценки механизмов отказов и их физической сущности, может использоваться при разработке стандартов дефектации погружного оборудования УЭЦН, для проведения полноценного анализа и подбора оптимального исполнения оборудования и режимов его эксплуатации.

4) Разработан перечень рекомендаций по компоновке и эксплуатации погружного оборудования с целью увеличения МРП фонда скважин с УЭЦН.

5) Разработана компьютерная программа по моделированию теплового режима работы ПЭД при динамических процессах, в частности при выводе скважины на режим, в целях исключения случаев перегрева узлов погружного оборудования.

6) Определены оптимальные забойные давления режимов работы групп скважин исходя из максимального экономического эффекта их эксплуатации для достижения максимальных уровней рентабельности добычи нефти.

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на 6-й международной практической конференции «Механизированная добыча 2009» г. Москва, на 9-й международной практической конференции «Механизированная добыча 2012» г. Москва.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов»

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Общий объём работы составляет 161 страница печатного текста, в том числе 9 таблиц, 79 рисунков и графиков, список литературы включает 124 источника.

ГЛАВА 1. АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОГНОЗА НАДЕЖНОСТИ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН) ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1. Анализ надежности УЭЦН

В нефтедобывающей отрасли России вопрос надежности погружного нефтедобывающего оборудования во все времена не терял своей актуальности, так как затраты на подержание механизированного фонда скважин в работе, не считая упущенную выгоду от потерь нефти, измеряются сотнями миллиардов рублей. Первое десятилетие нового века ознаменовалось взрывным ростом мировых цен на энергоносители и значительным ростом объема работ по интенсификации добычи нефти, в том числе форсированию отборов жидкости. В результате произошло качественное изменение, не в лучшую сторону, условий эксплуатации погружного оборудования, что привело к снижению межремонтного периода работы механизированного фонда скважин, росту количества отказов и соответственно увеличению затрат на добычу нефти. В результате актуальность и значимость надежности эксплуатации погружного нефтедобывающего оборудования вышла на новый уровень своего развития. В условиях нефтяных месторождений Западной Сибири на первое место был поставлен вопрос увеличения средней наработки на отказ фонда скважин с УЭЦН, так как на данный способ эксплуатации приходится до 98% объемов добычи нефти.

В начале исследования необходимо определить взаимосвязь понятий надежность, ресурс, наработка на отказ УЭЦН. В данной работе за количественный показатель измерения надежности УЭЦН принята величина наработки на отказ (ННО). Понятие ресурса УЭЦН принято тождественно равным ННО, так как предельное состояние УЭЦН, влекущее прекращение эксплуатации, фактически наступает при отказе, после которого УЭЦН, как правило, либо списывается, либо ремонтируется. После ремонта УЭЦН фактически становится

вновь изготовленным оборудованием, его характеристики, конструктивные особенности, и производитель могут измениться кардинально. Для анализа надежности группы УЭЦН применяется понятие средней наработки на отказ (СНО) и обратная ей величина интенсивности отказа (для экспоненциального закона распределения).

Анализу надежности УЭЦН посвящено множество исследований, публикаций, докладов на конференциях и семинарах. В целях данного исследования, в первую очередь необходимо было определить, какие параметры режимов работы скважин определяют надежность УЭЦН.

В различных литературных источниках приводятся многообразные технологические факторы, влияющие на ресурс УЭЦН [3, 15, 16, 39, 45,46, 47 91, 93]. В статье [16] приводятся следующие технологические факторы:

1) мощность ПЭД, Агдв;

2) длина установки, £уст;

3) зазор между насосом и обсадной трубой, 5;

4) коэффициент продуктивности скважин по жидкости, К;

5) число азимутальных поворотов, ппов;

6) число ремонтов, связанных с обработкой призабойной зоны скважины, Мггм;

7) число ремонтов, связанных с пробоем кабеля, Я0;

8) число ремонтов по причине заклинивания вала насоса, пк

9) срок эксплуатации скважины, Т ;

10) номинальная подача насоса, Qнож ;

11) номинальный напор насоса, Ннас;

12) глубина спуска насоса, Нсп;

13) число рабочих ступеней насоса, пступ;.

14) масса УЭЦН, Мует;

15) дебит жидкости, Q.

'клин?

В публикации [91] приводятся условия эксплуатации УЭЦН, которые могут привести к отказам УЭЦН вследствие расчленения погружных узлов установки:

1) высокое содержание механических примесей;

2) обводненность пластовой жидкости;

3) изгиб установки, вызванный искривлением скважины;

4) снижение динамического уровня жидкости;

5) отклонение от вертикальности ствола скважины в месте установки;

6) неправильный подбор оборудования;

7) низкое качество нового и отремонтированного оборудования.

В работе [45] определены следующие факторы, влияющие на ресурс погружного оборудования:

1. Факторы месторождения:

Рмех - содержание механических примесей (т. е. показатель устойчивости коллектора);

всоль - содержание сопутствующих солей;

- относительная вязкость нефти (относительно воды); Г - газовый фактор.

2. Факторы, приуроченные к скважинам:

кн - глубина подвески; дж - объемный расход; вв - обводненность;

паз - число азимутальных поворотов ствола скважины до уровня кн;

(к - к ) -РГ = (1 - РВ) • Г • 0_ н - газовый фактор у приема насоса, где к0 - уровень

к0

разгазирования жидкости;

у = РВ + (1 - Рв) - вязкость газожидкостной смеси;

Р - давление у приемной сетки насоса;

Р - динамика изменения давления у приемной сетки насоса.

3. Факторы эксплуатации:

а - количество ремонтов оборудования после выхода из строя; Ипуск - количество повторных запусков УЭЦН без подъема установки;

I - ток, потребляемый электродвигателем;

N - потребляемая мощность;

Ли - перекос фаз питающего напряжения.

Согласно данному источнику температура считается основным действующим фактором разрушения изоляции УЭЦН, но в составе перечисленных факторов присутствует косвенно, так как непосредственно зависит от глубины спуска насоса.

Специфика эксплуатации УЭЦН требует внесения в состав действующих факторов давление. Именно сочетание факторов давления и температуры обусловливает быстрое старение изоляции электрической части УЭЦН. Абсолютные значения температуры и давления влияют в меньшей степени, чем их перепады в динамике. Учет этих величин также особенно важен, если УЭЦН работает в периодическом режиме [93]. Среди дополнительных факторов, влияющих на разрушение изоляции, в литературе выделяют: вибрацию, наличие в среде газа, электромагнитное поле, создаваемое кабелем и двигателем. Особый механизм старения изоляции создают пиковые температурные напряжения, возникающие в результате пуска ПЭД, когда токи превосходят номинальные в 46 раз.

Наибольшее влияние на динамику разрушения механической части системы оказывают вибрация, имеющая склонность к возрастанию по мере эксплуатации системы, абразивного действия механических примесей и отложение солей [93]. Более сложна модель влияния газового фактора. До состояния срыва подачи наличие газовой смеси снижает нагрузки на систему, но само состояние срыва обусловливает ударные нагрузки на ступени, что может привести к их слому или заклиниванию вала.

В работе [15] определены факторы, влияющие на ресурс погружного оборудования (Таблица 1.1). Помимо определения информативности по анализируемым факторам были построены диагностические таблицы. На основе результатов расчетов диагностических коэффициентов даны рекомендации по изменению конструкции и режимов работы УЭЦН.

На следующем этапе методом множественной регрессии были проведены расчеты по моделированию основных показателей работы скважин с установками ЭЦН:

Наработка на отказ:

Каг=1216+0,03 8г+1,73дпа8+0,04Нпа8-0,03Н8р-0,45дж+0,04Б1уеЬ+0,26Куа +4,75Н-25,89 Б1ву-7,80 8каь+14,20Кусь-21,87Кгет-2,97Кау-0,61К-2,05Б-40,58-Кроу+8,15^-1,35-№1-0,1-МесЬ

Коэффициент множественной корреляции уравнения равняется 0,68. Таблица 1.1 - Факторы, определяющие надежность УЭЦН

Фактор Информативность

Число рабочих ступеней, шт. 0,835

Максимальный угол отклонения от вертикали, град. 0,767

Средний угол отклонения от вертикали, град. 0,642

Номинальный напор ЭЦН, м 0,491

Дебит по жидкости, м /сут 0,399

Номинальная подача ЭЦН, м /сут 0,260

Потребляемая ПЭД мощность, кВт 0,201

Коэффициент продуктивности, м /(сут -МПа) 0,185

Обводненность, % 0,154

Глубина спуска насоса, м 0,108

Срок службы скважины, сут. 0,106

Количество азимутальных поворотов 0,100

Зазор между ЭЦН и обсадной колонной, мм 0,037

Общая масса установки, кг 0,022

Дебит скважины по жидкости:

AQж=2,33•10-2Sr+4,66•10-зНnas-10,94•1gQж-4,14•1gН-178,3•Bдо-4,64^Кдо+22,7^Ндин.до+193,2' Вп+11,6^Кп-5,17^Ндин.п -55,04

Коэффициент множественной корреляции модели составил 0,86 Дебит скважины по нефти:

Адн=1,б9-10-28г+11,9-10-зНпа8-1,19-1£дж-б,23-10-зНоп-1,16-1еН+101,1-Б до-

дин.до- дин.п - / . 0б

Коэффициент множественной корреляции модели составил 0,91.

В уравнениях приняты следующие обозначения: наработка на отказ (Каг), сут; срок службы скважины (Бг), сут; номинальная производительность насоса (ОпаБ), м3/сут; номинальный напор насоса (НпаБ), м; глубина спуска насоса (Ибр), м; дебит по жидкости (Ож), м3/сут; длина участков набора кривизны (В1уеИ), м; удельный коэффициент продуктивности (Куё), м /(сутМПа); длина двигателя (БЮу), м; площадь сечения жил кабеля (БкаЬ), мм ; число участков набора кривизны (КуеИ); число ремонтов (№еш); мощность двигателя (Кёу), кВт; коэффициент продуктивности (К), м /(МПасут); число азимутальных поворотов (Кроу); зазор между насосом и обсадной трубой (7а2), мм; содержание механических примесей (МееИ), мг/л; глубина спуска насоса (Нсп), м; толщина пласта (Н), м; обводненность продукции до и после оптимизации (Вдо, Вп), %; коэффициент продуктивности до и после оптимизации (Кдо, Кп), м /(МПа сут); динамический уровень жидкости до и после оптимизации (Ндин.д, Ндин.п), м; напор насоса в номинальном режиме (Нн.ном), м.

В рассматриваемой работе [15] дополнительно выполнена оценка влияния вязкости продукции на кпд насоса при обводненности жидкости от 30 до б0% - в области, где возникают сверхвязкие эмульсии. Показано, что при возникновении сверхвязких эмульсий кпд и напор насоса значительно снижаются, что необходимо учитывать при согласовании характеристик насосов с характеристикой скважин при построении моделей совместной работы системы «пласт-скважина-насос».

В публикации [3] предложенная модель прогнозирования наработки на отказ УЭЦН и оценка его остаточного ресурса при эксплуатации включает следующие действующие факторы: содержание механических примесей в добываемой жидкости; солеотложение; коррозия; кривизна ствола скважины и

угол наклона в интервале спуска насоса; глубина спуска насоса и погружение под динамический уровень жидкости; обводненность добываемой жидкости; группа исполнения, габариты и масса УЭЦН; напор и подача ЭЦН; мощность ПЭД; виброскорость; диаметр и толщина стенки НКТ.

В публикациях [46, 47] приводятся результаты исследования влияния конструкции межсекционных соединения УЭЦН на прочность установки, которые могут быть применены для снижения рисков «полетов» УЭЦН на забой из-за расчленения узлов погружного оборудования. В статье [40] в свою очередь указываются следующие технологические факторы риска аварии УЭЦН: динамический уровень жидкости, глубина спуска насоса, погружение насоса под динамический уровень жидкости, мероприятия по интенсификации добычи нефти. При этом авторы [40] делают выводы, что наибольшее влияние на аварийность оборудования УЭЦН оказывает глубина спуска насоса, а повышение динамического уровня жидкости в скважине свидетельствует о предаварийном состоянии УЭЦН. Необходимо дополнить перечень технологических факторов, влияющих на аварийность УЭЦН, параметром коррозионной активностью среды [71], что обуславливает интенсивность коррозии внутрискважинного оборудования, включая НКТ, и соответственно увеличение риска расчленения и «полета» погружного оборудования на забой.

Авторы [17] большой разброс значений параметра «наработка на отказ» объясняют различием в условиях эксплуатации УЭЦН: различные объекты разработки, углы отклонений и пространственное положение ствола скважины, глубины спуска насосов, термодинамические режимы откачки, состав и свойства продукции, количество механических примесей и др.

В публикации [67] отмечается негативное влияние на время наработки на отказ применение частотно-регулируемых приводов УЭЦН (ЧРП). Наличие источника повышенных гармоник в цепи нагрузки ЧРП (трансформатор-кабель-ПЭД) влияет на следующие показатели: потери мощности в электрочасти УЭЦН, увеличение вибрации, снижение к.п.д. установки и дополнительный нагрев узлов УЭЦН, снижение срока службы изоляции обмоток ПЭД, появление «стоячей»

волны в кабеле из-за крутизны фронта импульсов выходного напряжения ЧРП, что приводит к перенапряжению на зажимах ПЭД и в конченом счете к уменьшению наработки на отказ УЭЦН [67].

В публикации [57] при обработке статистической информации по отказам УЭЦН методом множественной регрессии в качестве факторов, влияющих на функцию отклика «наработка на отказ», использовались дебит жидкости, динамический уровень жидкости в скважине, обводненность продукции скважины, содержание механических примесей в добываемой жидкости, газовый фактор, температура на забое и глубина спуска насоса.

Существует множество зарубежных источников посвященных вопросам надежности эксплуатации УЭЦН, факторам, определяющим безотказность погружного оборудования, статистическим моделям надежности УЭЦН и т.п. Наиболее полно данная тематика отражена в статьях БРЕ (Общество инженеров нефтяников) [102, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124].

В работе [123] описывается как условия эксплуатации, присущие отдельным залежам нефти, влияют на надежность работы УЭЦН. Так вынос песка неблагоприятно влияет на установки ЭЦН, изнашивая и заклинивая рабочие органы насосов. Указано, что частота отказа кабельных линий не зависит от производительности УЭЦН, но является функцией глубины залежи, что ожидаемо, так как с глубиной увеличивается и температура и содержание свободного газа в продукции скважины. Соответственно в данной статье рекомендуется на глубокозалегающих залежах, во-первых: применять высокотемпературный кабель, во-вторых: использовать новый кабель (класс I). В работе предусмотрено деление погружного кабеля в зависимости условий эксплуатации на три класса: класс I - тестируется постоянным напряжением 25,5 кВ, класс II - напряжением 16,5 кВ, класс III - 12,0 кВ.

В рассматриваемой публикации [123] выделяется 5 видов отказа УЭЦН, приведенных ниже.

Кабельная линия. Если первым отказывает кабель, это означает, что другие узлы установки находятся в рабочем состоянии.

Узел токковода. При первом отказе по узлу токковода, двигатель, гидрозащита и насос все еще находятся в рабочем состоянии. Моторное масло может содержать пластовую жидкость, которая попала в двигатель через узел токковода после его отказа. Кабельная линия также может отказать в процессе попыток повторных запусков установки после прогара узла токковода.

Насос. Если первым отказал насос, то предполагается, что ступени насоса были либо изношены, либо засорены солеотложением, песком или посторонним материалом. При засорении зачастую происходит заклинивание насоса и последующий отказ кабельной линии или электродвигателя.

Электродвигатель. При первичном отказе электродвигателя, моторное масло не должно содержать пластовой жидкости за исключения случая коррозии корпуса двигателя. Также в случае, если масло в нижней части гидрозащиты не загрязнено, это означает отказ электродвигателя, а не гидрозащиты. Отказ кабельной линия также может сопровождать данный вид отказа из-за попыток повторных запусков установки после отказа электродвигателя.

Гидрозащита. При первичном отказе гидрозащиты, предполагается, что в электродвигателе произошло короткое замыкание и в моторном масле содержится пластовая жидкость. В редких случаях, когда в скважине происходит коррозия корпуса двигателя, но при этом моторное масло в нижней секции гидрозащиты загрязнено, первым отказавшим узлом признается гидрозащита.

В работе отмечено большое число отказов гидрозащиты в скважинах с выносом песка и большими углами наклона установок. Данный факт объясняется тем, что песок, содержащийся в продукции скважины, вызывает сильный износ рабочих органов насоса и в условиях больших углов возникают сильные вибрации установки. Вибрация вала в свою очередь приводит к разгерметизации торцевых уплотнений гидрозащиты и отказу ПЭД. В таки случаях в работе рекомендовано применение дополнительных промежуточных подшипников в насосе для снижения вибрации установки ЭЦН.

Таким образом, в работе приведены технологические факторы, влияющие на среднюю наработку на отказ УЭЦН, а также дана классификация видов (механизмов) отказов погружного оборудования УЭЦН. Кроме того указано, что предсказать отказ для индивидуальной скважины не возможно, но для группы скважин использование экспоненциальных кривых распределения надежности дает такую возможность.

В публикации [104] описаны процедуры сбора данных по эксплуатации УЭЦН, остановкам, результатам демонтажей и дефектации погружного оборудования УЭЦН. В результате предложена процедура расследования отказа: установление первичного отказавшего узла, коренной причины отказа. Подробно рассмотрено как условия эксплуатации влияют на характер отказа УЭЦН.

Таким образом, предложенная процедура расследования и документации отказа состоит из следующих этапов:

1) обзор условий эксплуатации;

2) расширенный инспекционный отчет по подъему и демонтажу;

3) комиссионный разбор поставщиком.

Обзор условий эксплуатации включает с частотой раз в две недели рассмотрение амперной диаграммы, чтение журнала станции управления, еженедельных замеров дебита скважины. Зачастую обнаружение аномальных отклонений параметров позволяло произвести настройки станции управления, чтобы решить проблему и предотвратить отказ УЭЦН.

Расширенный инспекционный отчет по подъему и демонтажу составлялся супервайзером буровой службы компании и электромонтером, которые должны были заполнять этот отчет во время подъема и демонтажа установки. Отчет должен был содержать сопротивление изоляции электрических узлов установки, вращение валов секций, состояние моторного масла, состояние корпуса ПЭД, состояние приемной сетки и т.д.

Окончательное заключение по отказу выполнялось после комиссионного разбора на базе поставщика, когда все детали связанные с отказом были рассмотрены и зафиксированы. Объедение этих данных с информацией по

демонтажу установки на устье и истории эксплуатации позволило выявить коренные причины отказа УЭЦН и объяснить факторы, повлекшие выход из строя погружного оборудования.

В работе отмечается негативное влияние на наработку УЭЦН на отказ таких технологических факторов, как содержание свободного газа на приме насоса, отложение твердой фазы на рабочих органах насоса и высоких рабочих температур.

В работе [117] указываются три главных фактора, влияющих на надежность УЭЦН - это свойства объекта разработки, контроль пескопроявления, и впервые ли УЭЦН устанавливается в скважину или происходит смена оборудования. В целях анализа наработки на отказ предложено классифицировать скважины с УЭЦН по следующим условиям: 1) скважина подвержено ГРП или нет; 2) скважина осложнена солеотложением или нет; 3) количество выносимого песка; 4) завод-производитель оборудования.

В работах [73, 83] описывается методика оценки надежности УЭЦН средствами статистической теории надежности. Предложенная методика состоит из трех частей:

1. Расчет надежности УЭЦН по выбранному критерию отказа.

2. Процедура структурного анализа надежности УЭЦН.

3. Процедура поузлового анализа надежности УЭЦН.

В первой части рассчитываются вероятность безотказной работы и средняя наработка на отказ, при этом за отказ принимается только отказ по выбранному критерию, а наработки УЭЦН (либо их узлов), эксплуатация которых на момент расчета продолжается, либо завершена по причинам не связанным с исследуемым критерием отказа, считаются цензурированными. Например, при анализе износостойкости оборудования могут быть предложены следующие критерии отказа:

1) радиальный износ ступеней насоса, который послужил причиной отказа всей погружной установки (износ который привел либо к снижению (отсутствию)

подачи, либо заклиниванию насоса, либо к снижению сопротивления изоляции электрической части);

2) радиальный износ ступеней насоса, исключающий их дальнейшее использование (неремонтопригодный износ).

Процедура структурного анализа надежности УЭЦН позволяет определить общую, эксплуатационную и конструктивную надежность, и их составляющие.

Общая надежность, это надежность системы «пласт - скважина - УЭЦН -НКТ - обслуживание». Оценки надежности - средняя наработка до отказа и вероятность безотказной работы - рассчитываются, когда за критерий отказа принят подъем УЭЦН по любой причине.

Эксплуатационная надежность - надежность, характеризующая работу организации эксплуатирующей УЭЦН. Оценки надежности - вероятность безотказной работы и средняя наработка до отказа - определяются по эксплуатационным отказам. Эксплуатационная надежность структурируется на надежности по отношению к разным эксплуатационным факторам -солеотложения, засорения, ГТМ, негерметичность НКТ и т.п.

Конструкционная надежность - надежность, характеризующая бездефектность работы завода-изготовителя УЭЦН. Оценки надежности -вероятность безотказной работы и средняя наработка до отказа - определяются по конструкционным отказам. Конструкционная надежность структурируется на надежности отдельных узлов УЭЦН - насос, ПЭД, гидрозащита, газосепаратор, кабельная линия.

Процедура поузлового анализа надежности УЭЦН основана на данных о причинах подъема и состоянии узлов УЭЦН после эксплуатации и также как, и процедура структурного анализа, заключается в последовательном разделении и расчете оценок надежности на нескольких уровнях. Подъемы установок разделяются на две группы - собственно отказы оборудования УЭЦН и подъемы, не связанные с отказами УЭЦН (ГТМ, отказ НКТ и т.д.). Подъемы, вызванные непосредственными отказами оборудования, разделяются по надежности отдельных узлов УЭЦН - насоса, дополнительного оборудования, гидрозащиты,

ПЭД и кабеля - определенных по данному критерию отказа (все отказы узлов независимо от причины). Данный анализ позволяет выявить наиболее слабые узлы УЭЦН в данных условиях эксплуатации и, повысив их надежность, увеличить наработку на отказ на данном фонде скважин.

При всех положительных моментах рассмотренная методика [83] имеет ряд недостатков. Методика позволяет оценить надежность оборудования при условии постоянных (заданных) режимах эксплуатации скважин, оценить надежность УЭЦН при изменении условий эксплуатации данный подход не позволяет. Структурный анализ данных разбора, дефектации УЭЦН и последующего расследования ПДК, позволяет выявить наиболее слабый узел и наиболее частый характер отказа, но объяснить причину и суть данного статистического факта он не может. Также не возможно, сравнить надежность разных компоновок УЭЦН на скважинах, эксплуатирующих различные объекты разработки при различных режимах работы скважин, что делает невозможным корректный сравнительный анализ.

Рассматриваемая методика предполагает, что постановка задачи, выделение исследуемых критериев отказа ложатся на исполнителя, что вносит субъективный фактор в результаты анализа. При оценке надежности УЭЦН, прежде всего, необходимо определить и систематизировать различные виды отказов, что является сложной задачей, так как зачастую трудно однозначно определить характер отказа. Полный и катастрофический отказ узла УЭЦН обнаружить не сложно, однако в условиях, когда характеристики оборудования ухудшаются постепенно с течением времени и только тонкая грань отделяет исправное состояние узла от неисправного, определить отказавший узел и истинную причину отказа достаточно сложно. Зачастую после разбора УЭЦН очень трудно выделить первый отказавший узел, когда и насос изношен, и кабельная линия оплавлена, и гидрозащита негерметична.

В поузловом анализе предложенной методики сделано допущение о том, что интенсивности отказов различных узлов УЭЦН взаимонезависимы. Например, при снижении интенсивности отказов кабельных линий интенсивности

отказов ЭЦН и ПЭД остаются неизменными. Но, на практике увеличение надежности одного узла компоновки УЭЦН и снижение количества соответствующих отказов приводит к увеличению интенсивности и количества отказов других узлов. К примеру, на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» в результате реализации программы увеличения средней наработки на отказ УЭЦН в 2007-2011 годах значительно снизилась интенсивность и количество отказов ЭЦН, ПЭД и кабельных линий, но в тоже время произошло значительное увеличение интенсивности и количества отказов колонн НКТ, что не прогнозировалось исходя из предложенных подходов.

С целью устранения вышеуказанных недостатков в данной работе предлагается рассматривать интенсивность отказов не отдельных узлов и характеров отказов, а отдельных независимых механизмов отказов на базе физической сущности отказа.

Таким образом, существует множество публикаций, описывающих технологические факторы, определяющие надежность погружного оборудования УЭЦН. Недостатком данных исследований является их несистематичность, результаты исследований в целом основываются на фактических данных и не подтверждены теоретической базой. В публикациях не рассмотрены и не раскрыты связи между характером отказа, причиной отказа, факторами, определившими отказ и физической сущностью отказа - «физикой отказа».

1.2. Условия эксплуатации УЭЦН

В целях данного исследования под условиями эксплуатации УЭЦН будем понимать совокупность пластовых и скважинных параметров, а также режимов работы оборудования, которые влияют на эксплуатационные свойства УЭЦН.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мельниченко Виктор Евгеньевич, 2018 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Александров В. Л. О надежности валов УЭЦН и выборе материалов для их изготовления // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 5. — С. 110 - 112.

2. Андерсон Д., Таннехилл Дж., Плетчер Р. Вычислительная гидромеханика и теплообмен: В 2-х т. Т. 1: Пер. с англ. — М.: Мир, 1990. — 384 с.

3. Атнагулов А.Р., Ишемгужин И.Е. Прогнозирование наработки на отказ электроцентробежного насоса перед спуском в скважину и оценка его остаточного ресурса при эксплуатации // Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 6. — С. 102 - 105.

4. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 275 с.

5. Биргер И.А. и др. Расчет на прочность деталей машин / 4-е изд., перераб. и доп.

- М.: Машиностроение, 1993. - 640 с.

6. Билинчук А.В., Шульев Ю.В., Власов С.А., Каган Я.М. Эффективное полимерное заводнение на ранних стадиях применения системы поддержания пластового давления применительно к юрским отложениям Западной Сибири// Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 10. — С. 137 - 141.

7. Вахитов Р.И., Миннахмедов А.М., Уразаков К.Р. Влияние технологических параметров на энергопотребление УЭЦН // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 12. - С. 26 - 28.

8. Виденеев В.И., Чистяков В.Г. Улучшение показателей работы насосных скважин при совместном проявлении механических примесей и асфальтосмолопарафинов // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 1. — С. 50 - 53.

9. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник/ под редакцией Л.М. Зорькина. М.-Недра . 1980.

10. Габдуллин Р.Ф. Эксплуатация скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 4. — С. 62 - 64.

11. Гайсин М.Ф. Анализ надежности работы электроузлов УЭЦН в ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь» // Нефтяное хозяйство. — 2002.

— № 2. — С. 76-79.

12. Гарифуллин Ф.С., Гильмутдинов Р.С., Саитов И.Р. О механизме образования осадков сложного состава в скважине УЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 11. — С. 77-78.

13. Гарифуллин Ф.С., Дорофеев С.В., Шайхулов А.М., Файзуллин М.Х., Сергеева Р.Ф., Гильмутдинов Б.Р. Определение элементного состава сложных осадков, образовавшихся в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. — 2005. — № 11. — С. 68-69.

14. Гаркунов Д.Н. Триботехника (износ и безызносность) / 4-е изд., перераб. и доп. - М.: «Издательство МСХА», 2001. - 616 с.

15. Генералов И.В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа -2005.

16. Генералов И. В., Нюняйкин В. Н., Жагрин А. В., Михель В. Д., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Диагностирование условий эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 2. — С. 62 - 64.

17. Генералов И. В., Нюняйкин В. Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. Особенности эксплуатации скважин с ЭЦН на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2001. — № 10. — С. 72 - 73.

18. Гилаев Г.Г., Горбунов В.В., Гень О.П. Внедрение новых технологий повышения эффективности работы скважин на месторождениях ОАО «НК «Роснефть - Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. — 2005. — № 8. — С. 86

- 89.

19. Гилев В.Г. Рабинович А.И. Особенности работы ступеней погружных насосов на смесях вода - воздух // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 9. - С. 40-49.

20. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Изд. 2, перераб. и доп. М., Недра, 1971, 312 с.

21. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А. Д. Математические методы в теории надежности. - М.: Наука, 1965. - 524 с.

22. Гребенников В.Г., Шипилов А.И. Оценка закономерностей растворения глинистых кольматирующих образований // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 3.

— С. 110 - 111.

23. Грон В.Г. Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. Учебное пособие. - М.: ГАНГ, 1983. - 128 с.

24. Горев В.Г., Мельцер М.С., Михель В.Д., Заболотнов А.Р. Причины пескопроявления на Самотлорском месторождении и методы их предупреждения // Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 10. — С. 69 - 72.

25. Деньгаев А.В., Дроздов А.Н., Вербицкий В.С. Маркелов Д.В., Здольник С.Е. Анализ работы центробежных газосепараторов в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 2. — С. 86 - 88.

26. Дроздов А.Н. Технологии эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях // Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 6. — С. 86 -89.

27. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 312 с.

28. Дополнение к проекту разработки Мегионского месторождения. ООО «Ойл-Геоцентр» - 2008.

29. Дунюшкин И.И., Мищенко И.Т. Расчет основных свойств пластовых нефтей при добыче и подготовке нефти. М. МИНХ и ГП, 1982.

30. Ерка Б. А., Телков А.П. Анализ работы системы скважина - насос пласта АВ2-3 Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 3. - С. 43 -45.

31. Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., Недра, 1975, 216 с.

32. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М., Недра, 1986, 333 с.

33. Закиров А. А. Особенности изменения свойств слабосцементированных пород в процессе эксплуатации сверхглубоких скважин // Нефтепромысловое дело. -2005. - № 7. - С. 21 - 24.

34. Зарипов О.Г. Стадийный анализ и основные этапы образования карбонатного цемента в мезозойских терригенных коллекторах // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 2. — С. 28 - 30.

35. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414 с.

36. Ивановский В.Н. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для нефти // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 4. - С. 11 - 16.

37. Ивановский В.Н. Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для нефти // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 5. - С. 17 - 21.

38. Ивановский В.Н. СШНУ и УЭЦН: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль. - 2007. - № 2. - С. 64-65.

39. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М.: «Нефть и газ», 2002. -824 с.

40. Ишмурзин А.А., Понамарев Р.Н., Ишмурзина Н.М. Влияние технологических факторов на аварийность установок погружных центробежных насосов // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 7. — С. 102 - 104.

41. Канзафаров Ф.Я., Джабарова Р.Г., Ермолаева А.Н., Градов В.А. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 2. — С. 72 - 74.

42. Каплан А.Л., Нагиев А.Т., Ануфриев С.Н., Жеребцов В.В. Повышение надежности эксплуатации электроцентробежных насосов в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 12. — С. 76-78.

43. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. - М.: «Орибта-М», 2004. - 432 с.

44. Камалетдинов Р.С. Исследование теплового режима вентильного двигателя в составе установок электроцентробежных насосов // Нефтяное хозяйство. — 2007. — № 1. — С. 70-72.

45. Кожин А. Г., Соловьев И. Г. Анализ факторов, влияющих на износ погружного электрооборудования // Вестн. кибернетики. — Тюмень: Изд-во ИПОС СО РАН, 2006. — № 5. —С. 3-9.

46. Комаров А., Ульянов Ю. Циклическая прочность межсекционных соединений УЭЦН // Oil&Gas Eurasia. - 2006. - № 9. С. 35 - 38.

47. Комаров А., Ульянов Ю. Циклическая прочность межсекционных соединений установок центробежных электронасосов // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 10. — С. 134 - 136.

48. Котов В.А., Гарифуллин И.Ш., Тукаев Ш.В., Гоник А.А., Тукаев А.Ш., Вахитов Т.М. Образование осадков сульфида железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2001. — № 4. — С. 58-62.

49. Кудрявцев И. А., Кузнецов Н.П. и др. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 6. -С. 62-64.

50. Кудряшов С.И. Повышение надежности погружных систем УЭЦН на примере опыта эксплуатации в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 6. - С. 126-127.

51. Кудряшов С.И. Экспериментальное исследование теплообмена в погружном вентильном двигателе // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 5. - С. 111-113.

52. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н. Особенности влияния свободного газа на показатели эксплуатации добывающих скважин, дренирующих низкопроницаемые пласты с недонасыщенной нефтью // Нефтяное хозяйство. -2006. - № 3. - С. 100-104.

53. Логвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. - М.: «Высшая школа», 1967.

- 417 с.

54. Лукин А.В., Смирнов Н.Н., Смирнов Н.И. Компьютерные и нанотехнологии в нефтяном насосостроении // Oil and Gas Eurasia. - 2006. - №6. - С. 52-54.

55. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине.

- М.: МИНГ, 1987, 71 с.

56. Лысенков Е.А, Сухомлинов А.П., Горбунов В.В. О методе намыва гравийного фильтра в призабойной зоне и установке металлического фильтра с пакером // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 4. - С. 52-53.

57. Матаев Н.Н, Кулаков С.Г., Никончук С.А., Сушков В.В., Чукчеев О.А. Диагностирование установок центробежных электронасосов без вмешательства в режим их эксплуатации // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2. - С. 124-125.

58. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

59. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989 - 245 с.

60. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

61. Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных центробежных электронасосов в скважинах. М.: МИНХиГП, 1981. - 60 с.

62. Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996. - 150 с.

63. Мищенко И.Т. Технология и техника добычи нефти. Теоретические основы подъема жидкости из скважины. Часть I. М.: изд. МИНХ и ГП, 1979.

64. Мищенко И. Т., Сагдиев Р.Ф. Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 4. — С. 104 - 106.

65. Муравьев И. М., Мищенко, И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосв в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.-Недра. 1969.

66. Мусабиров Т.Р. Оптимизация добычи из низкопроницаемых коллекторов на неустановившемся режиме притока. // Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 5. — С. 116 - 120.

67. Новоселов Ю.Б., Фрайштетер В.П., Ведерников В.А., Мамченков А.В., Левин Ю.А. Особенности применения частотно-регулируемых приводов погружных насосных установках на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 3. - С. 86-87.

68. Нуршаханова Л.К., Закенов С.Т. Анализ мероприятий по борьбе с солеотложениями при эксплуатации скважин месторождения Узень // Нефтепромысловое дело. - 2003 - № 5. - С. 30 - 23.

69. Отчет о НИР «Исследования и разработка рекомендаций по борьбе с солееотложениями на скважинах месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»». ООО «НИЦ НГТ». - 2007.

70. Патанкар С.В. Численное решение задач теплопроводности и конвективного теплообмена при течении в каналах: Пер. с англ. Е.В. Калабина; под ред. Г.Г. Янькова. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 312 с.

71. Перекупка А.Г., Семенов В.Н., Павлов П.В. Расчет коэффициента коррозионной активности среды при проектировании промысловых трубопроводов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 6. - С. 130 - 131.

72. Перекупка А. Г., Елизарова Ю. С. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения // Нефтяное хозяйство. -2003. - № 6. - С. 82 - 84.

73. Перельман О.М., Пещеренко С.Н., Рабинович А.И., Слепченко С. Д. Методика определения надежности погружного оборудования и опыт ее применения // Технология ТЭК. - 2005. - №3. - С.66 - 73.

74. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 - 653 с.

75. Песков А.В., Борисевич Ю.П., Краснова Г.З., Баландин Л.Н., Каюк А.Н. Определение состава отложений в глубинном насосном оборудовании // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 7. - С. 36 - 41.

76. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности). - М.: Недра, 1987. - 349 с.

77. Протасов В.Н. Теория и практика применения полимерных покрытий в оборудовании и сооружениях нефтегазовой отрасли. - М.: ООО «Недра»

78. Пятов И., Николаев В. Результаты эксплуатации поршневых протекторов электропривода погружных насосов // Oil and Gas Eurasia. - 2008. - №10- С. 42 -45.

79. Рагулин В.В., Смолянцев Е.Ф., Михайлов А.Г. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 7. - С. 23-26.

80. Савиных Ю.А., Музипов Х.Н. Применение акустических преобразователей шумов для снижения влияния механических примесей на работу скважинного оборудования // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 10. — С. 131 - 133.

81. Самарский А. А., Вабищевич П. Н. Вычислительная теплопередача. — М.: Едиториал УРСС, 2003. — 784 с.

82. Семеновых А.Н., Маркелов Д.В., Рагулин В.В., Волошин А.И., Михайлов А.Г. Опыт и перспективы ингибирования солеотложения на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. — 2005. — № 8. — С. 94 - 97.

83. Слепченко С.Д. Оценка надежности УЭЦН и их отдельных узлов по результатам промысловой эксплуатации. - Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва - 2011.

84. Смирнов Н.И., Благонравова А.А., Горланов С.Ф. Оптимизация межсекционных соединений УЭЦН // Oil&Gas Eurasia. - 2007. - № 3. С. 35 - 38.

85. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н. Расчетно-экспериментальный метод повышения ресурса УЭЦН // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 1.

С. 30 - 35.

86. Смирнов Н.И., Смирнов Н.Н., Горланов С.Ф. Методы испытаний УЭЦН на износ // Нефтегазовая вертикаль. - 2009. - № 12. С. 45 - 49.

87. Сорокин Г.М., Малышев В.Н. Роль металловедения в решении проблем нефтяного машиностроения // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 3. — С. 112 -115.

88. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова / Р.С. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М.: Недра, 1983 - 455 с.

89. Сыртланов А.Ш., Шайдуллин Ф.Д., Исланова Г.Ш, Антипин Ю.В. Яркеева Н.Р. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 4. — С. 59 - 61.

90. Терегулова Г.Р., Коробейников Н.Ю. Оценка экономической целесообразности оптимизации работы насосного оборудования добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 1. - С. 56-58.

91. Фардиев М.А. Анализ «полетов» установок УЭЦН в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 7. - С. 23-26.

92. Фархулин Р.Г., Никашев О.А., Смыков В.В, Хисамов Р.С. Сулейманов Э.И., Неткач А.Я. Пути повышения эффективности предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 4. — С. 59 - 61.

93. Филиппов В. Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. — М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1983. — 50 с.

94. Чуйко А.И., Кузьмичев Н.Д. Заров А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях мегионского свода // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 7. - С. 113 - 116.

95. Чукчеев О.А., Локтев А.В., Болгов И.Д. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 3. — С. 75-77.

96. Шмидт С.А., Люстрицкий В.М. Расчет минимального дебита скважины, оборудованной УЭЦН, необходимый для безотказной работы ПЭД // Нефтепромысловое дело. - 2000. - № 4. - С. 16-18.

97. Шмидт С.А., Парфенов Б.В. Эдельман И.Я., Шмидт А.А. Эксплуатация добывающих скважин южной лицензионной территории Приобского месторождения в условия выноса механических примесей // Нефтяное хозяйство.

- 2006. — № 12. — С. 68-69.

98. Язьков А.В., Росляк А.Т., Арбузов В.Н. Моделирование процесса теплообмена между трехфазным флюидом и погружным электродвигателем // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 10. - С. 27 - 34.

99. Язьков А.В. Особенности теплообмена погружного электродвигателя с жидкостным потоком в условиях выноса механической примеси // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 12. - С. 84 - 34.

100. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. — 2008. — № 9. — С. 3339.

101. Якимов С.Б., Неугомонов А.А., Денисова А.В., Глущенко В.Н., Стариков С.С. Опыт и перспективы удаления сложных солевых отложений с поверхности погружного насосного оборудования скважин // Нефтепромысловое дело. - 2010.

- № 2. - С. 48 - 53.

102. Alhanati, F.J.S., Zahacy, T.A. and Hanson, R.S., C-FER Technologies, "Benchmarking ESP Run Life Accounting for Application Difference", paper presented at the 2003 Gulf Coast Section ESP Workshop held in Houston, Texas, U.S.A., 30 April

- 02 May 2003.

103. Alhanati, F.J.S., Solanki S.C., and Zahacy, T.A., "ESP Failure: Can We Talk the Same Language?", paper presented at the 2001 SPE ESP Workshop held in Houston, Texas, April 25-27, 2001.

104. Bowen C. G., P. Eng., SPE Member and R. J. Kennedy, P. Eng., SPE Member, Chevron Canada Resources : "Electric submersible Pumps Improving Run Lives in the North Kaybob BHL Unit No. 1", Society of Petroleum Engineers, 1989.

105. Gray, C.L., "Electrical Submersible Pumps: How to Achieve Longer Run Lives Through Simple Data Monitoring", 1993 Society of Petroleum Engineers Electrical Submersible Pump Workshop, Houston, Texas, 1993.

106. Fjaer E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R. Petroleum related rock mechanics, 2nd Edition. Elsevier - 2008.

107. Lawless, J.F.: "Statistical Models and Methods for Lifetime Data", Wiley, ISBN 0471-08544-8.

108. Lea, J.F., Bearden J.L., "ESP's: On and Offshore Problems and Solutions", SPE 52159, 1999.

109. Lea, J.F., Wells, M.R., Bearden J.L., Wilson L., Shepler, R and Lannom, R., "Electrical Submersible Pumps: On and Offshore Problems and Solutions", SPE 28694, 1995.

110. Limanowka, F.W., Voytechek, M., and Degen, S.D., "Root Cause Failure Analysis of Electrical Submersible Pumping Systems", 1999 Society of Petroleum Engineers Electrical Submersible Pump Workshop, Houston, Texas, April 28-30, 1999.

111. Limanowka, Degen, S.D., Benwell G. "Preventive Maintenance of Electric Submersible Pumps and its Relationship to Root Cause of Failure Analysis", SPE 68789, 2001.

112. McLean/Kenonic Dan Controls Ltd., Roger Clay/ARCO Exploration and Production Technology, Wayne Gould/LTI Resource Management Inc.: "Production Management of Electric Submersible Pumps Using Expert System Technology", paper presented at the 1998 Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in New Orleans, 27-30 September 1998.

113. Oliveira, L.F., et al.: "Analysis of ESP Failure Data from the Northeast Pole of Campos Basin", paper presented at the 1997 Gulf Coast Section ESP Workshop, held in Houston TX, April 30 - May 02, 1997.

114. Oddo J.E, Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion. Oil & Gas Journal - June 8, 1998.

115. Patterson, M.M., "A Model for Estimating the Life of Electrical Submersible Pumps", SPE 22790, 1993.

116. Sawaryn, S.J., Norrell, K.S., and Whelehan, O.P., "The Analysis and Prediction of Electric Submersible Pump Failures in the Milne Point Field, Alaska", SPE 56663, 1999.

117. Sawaryn, S.J., Grames, K.N., and Whelehan, O.P., "The Analysis and Prediction of Electric Submersible Pump Failures in the Milne Point Field, Alaska", SPE 74685, 2002.

118. Sawaryn, S.J., Ziegel, E., "Statistical Assessment and Management of Uncertainty in the Number of Electrical Submersible Pump Failure in a Field", SPE 71551, 2001.

119. Sawaryn, S.J., Ziegel, E., "Statistical Assessment and Management of Uncertainty in the Number of Electrical Submersible Pump Failure in a Field", SPE 85088, 2003.

120. Sawaryn, S.J., "The Dynamics of Electric Submersible Pump Populations and the Implication for Dual ESP Systems", SPE 63043, 2000.

121. Simoni L., General A Approach To The Endurance Of Electrical Insulation Under Temperature And Voltage / IEEE Transactions on Electrical Insulation Vol. E1-16 No.4, August 1981.

122. Sung Hyun Kim, A Predictive Model for Sand Production in Poorly Consolidated Sands, Presented to the Faculty of the Graduate School of The University of Texas at Austin in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of Master of Science in Engineering The University of Texas at Austin, December 2010.

123. Upchurch E.R, THUMS Long Beach Co.: "Analyzing Electric Submersible Pump Failures in the East Wilmington Field of California", paper presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in New Orleans, September 23-26, 1990.

124. Zhizuang Jiang, SPE, ConocoPhillips China Inc., and Bassam Zreik, SPE, Schlumberger: "ESP Operation, Optimization, and Performance Review: ConocoPhillips China Inc. Bohai Bay Project", paper presented at the 2007 Gulf Coast Section ESP Workshop held in The Woodlands, Texas, U.S.A., 25-27 April 2007.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Расчет технологических параметров работы УЭЦН скважины 1691 Аганского месторождения

при различных режимах эксплуатации

Пласт АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3 АВ 3

Пластовая температура, *С 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

ВДП, м 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978 1978

ВДП (вертикаль), м 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9 1770.9

Дебит жидкости, м3/сут 12 16.4 22.4 27.7 33.2 37.3 41.9 47.6 52.7 57.3 62.6 67.4

Забойное давление, МПа 14.6 13.7 12.5 11.5 10.4 9.5 8.6 7.5 6.5 5.5 4.5 3.5

Обводненность, % 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

Глубина спуска насоса (по вертикале), м 647 729.6 847 950.7 1059.5 1140.2 1230.2 1346.8 1448.2 1542.1 1656.1 1672.4

Типоразмер ЭЦН ЭЦНД5-30-550 ЭЦНД5-25-650 ЭЦНД5-25-850 ЭЦНА5-45-950 ЭЦНА5-45-1100 ЭЦНА5-45-1300 ЭЦНА5-45-1450 ЭЦНА5-45-1750 ЭЦНА5-45-2100 ЭЦНА5-45-2450 ЭЦНА5-45-3100 ЭЦНДП5-60-2350

Типоразмер ПЭД ЭДБ8-103В5 ЭДБ8-103В5 ЭДА12-117М ЭДА16-117М ЭДА22-117М 1ВЭДБТ26-117/3 В5 ЭДА32-117М ЭДБ24-103В5 ЭДА32-117М ЭДА32-117М ЭДА32-117М ЭДБ36-103В5

Номинальная мощность ПЭД, кВт 8 8 12 16 22 26 32 24 32 32 32 36

Рабочий кпд ПЭД, д.е. 0.776 0.778 0.842 0.84 0.844 0.911 0.853 0.792 0.846 0.846 0.851 0.795

Мощность насоса, кВт 4.4 4.7 9 11.6 15.7 19.1 24.3 18 21.8 21.8 23.7 26.2

Активная мощность ПЭД, кВт 5.7 6.1 10.7 13.8 18.6 21 28.5 22.8 25.7 25.7 27.8 33

Мощность теплового потока, кВт 1.3 1.3 1.7 2.2 2.9 1.9 4.2 4.7 4 4 4.1 6.7

Номинальный ток, А 24.5 24.5 26 18 24 24 26 30.3 26 26 26 36.2

Ток холостого хода, А 12.8 12.8 12.8 8.9 11.8 1.7 12.8 15.8 12.8 12.8 12.8 18.9

Забойное давление, МПа 14.6 13.7 12.5 11.5 10.4 9.5 8.6 7.5 6.5 5.5 4.5 3.5

Текущий ток, А 18.3 18.8 21.8 14.8 19.6 11.9 21.9 25.8 20.7 20.7 21.6 30.3

Длина ПЭД, мм 1848 1848 2098 2478 3618 2035 3998 3248 3998 3998 3998 4648

Габарит ПЭД, мм 103 103 117 117 117 117 117 103 117 117 117 103

Объем ПЭД, куб.м 0.015 0.015 0.023 0.027 0.039 0.022 0.043 0.027 0.043 0.043 0.043 0.039

Удельное тепловыделение ПЭД, Вт/куб. м 82.4 87.2 75 82.8 74.7 85.4 97.6 174.9 92.2 92.2 96.2 174.2

Внутрениий диаметр ЭК, мм 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2 150.2

Определяющий размер, м 0.0472 0.0472 0.0332 0.0332 0.0332 0.0332 0.0332 0.0472 0.0332 0.0332 0.0332 0.0472

Расход омывающего ПЭД потока, м/с 14.593 19.885 27.222 33.714 40.531 45.6 51.313 58.432 64.738 70.531 77.169 91.009

Скорость омывающего ПЭД потока, м/с 0.018 0.025 0.045 0.056 0.067 0.076 0.085 0.072 0.108 0.117 0.128 0.112

Динамический уровень жидкости, м 396.7 492.1 624.2 742.6 868.9 963.8 1071.9 1210.9 1334.4 1450.3 1589.5 1715.9

Давление на приеме насоса, МПа 3.7 3.69 3.7 3.69 3.68 3.66 3.64 3.63 3.6 3.56 3.53 2.77

Свободное газосодержание на приеме насоса, м/с 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 22.7

Плотность омывающего ПЭД потока, кг/м3 862.2 858.3 854.5 850.7 846.6 843.3 839.7 837.5 834.7 831.3 828.7 750.8

Вязкость омывающего ПЭД потока, мПа.с 1.183 1.136 1.074 1.022 0.97 0.933 0.894 0.846 0.806 0.771 0.731 0.726

Теплопроводность омывающего ПЭД потока 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113

Число Рейнольдса 619 874 1195 1549 1952 2273 2659 3368 3697 4193 4824 5481

Теплоемкость омывающего ПЭД потока 2792.1 2792.1 2792.1 2792.1 2792.2 2792.2 2792.2 2792.3 2792.3 2792.4 2792.4 2792.6

Коэффициент температуропроводности 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08 5Е-08

Число Прандля для жидкости 29.2 28.1 26.5 25.2 24.0 23.1 22.1 20.9 19.9 19.1 18.1 17.9

Число Прандля для стенки 17.0 17.0 16.9 16.8 16.7 16.7 16.6 16.6 16.5 16.4 16.4 14.8

Число Нусельта 41.4 46.9 43.0 43.9 40.7 53.8 43.1 58.2 47.5 49.2 51.2 58.2

Коэффициент теплоотдачи Вт/кв.м*К 99.0 112.2 146.4 149.5 138.6 183.0 146.7 139.3 161.7 167.6 174.2 139.4

Плошадь теплообмена, кв.м. 0.598 0.598 0.771 0.911 1.33 0.748 1.469 1.051 1.469 1.469 1.469 1.504

Температура набегающего потока, С 34.3 37 40.7 44.1 47.6 50.1 53 56.7 59.9 62.8 66.4 66.9

Температура ПЭД, С 55.7 57.0 55.7 60.3 63.3 63.8 72.5 89.0 76.6 78.9 82.6 99.1

Температура жидкости после ПЭД, С 37.4 39.4 43.0 46.5 50.2 51.6 56.0 59.7 62.2 64.9 68.4 70.0

Забойное давление, МПа 14.6 13.7 12.5 11.5 10.4 9.5 8.6 7.5 6.5 5.5 4.5 3.5

КПД насоса, д.е. 0.118 0.191 0.174 0.197 0.205 0.21 0.207 0.358 0.36 0.424 0.465 0.49

Количество выделяемой ЭЦН теплоты,кВт 3.9 3.8 7.5 9.3 12.5 15.1 19.3 11.6 13.9 12.5 12.7 13.4

Температура жидкости после насоса,*С 46.9 46.3 52.9 56.5 61.5 63.8 69.9 67.0 70.1 71.6 74.5 76

Определяющий размер насоса, м 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828

Теплоемкость потока в насосе 2792.1 2792.1 2792.1 2792.1 2792.2 2792.2 2792.2 2792.3 2792.3 2792.4 2792.4 2792.6

Среднеинтегральный расход ГЖС в насоса, м3/с 12.7 17.3 23.8 29.5 35.5 39.9 44.9 51.2 56.8 61.8 67.6 73.6

Линейная скорость потока в насоса, м/с 0.027 0.037 0.051 0.063 0.076 0.086 0.097 0.11 0.122 0.133 0.145 0.158

Коэффициент температуропроводности в насосе 2.62Е-08 2.63Е-08 2.64Е-08 2.65Е-08 2.66Е-08 2.66Е-08 2.65Е-08 2.66Е-08 2.66Е-08 2.66Е-08 2.66Е-08 2.08Е-08

Плотность потока в насосе, кг/м3 872.7 869.2 865.7 863 860.9 859.5 857.9 856.3 854.9 853.5 852.1 843.3

Вязкость потока в насосе, мПа.с 1.183 1.136 1.074 1.022 0.97 0.933 0.894 0.846 0.806 0.771 0.731 0.726

Число Прандля для жидкости в насосе 51.6 49.7 46.9 44.6 42.4 40.9 39.3 37.1 35.4 34.0 32.2 41.3

Число Рейнольдса для насоса 1664 2357 3412 4436 5610 6550 7675 9232 10715 12170 14026 15221

Число Нусельта для насоса 43.2 56.2 73.7 89.0 105.0 117.0 130.6 147.7 163.0 177.4 194.3 230.7

Теплопроводность потока в насосе 0.064 0.064 0.064 0.064 0.064 0.064 0.063 0.064 0.064 0.063 0.063 0.049

Коэффициент теплоотдачи насоса Вт/кв.м*К 33.4 43.3 56.9 68.7 81.0 90.0 100.1 113.5 125.2 135.7 148.6 136.7

Длина насоса, м 3.6 5.4 6.1 8.3 11.3 15.7 20.9 12.5 15.7 8.4 9.6 10.7

Плошадь теплообмена, кв.м. 1.04 1.552 1.769 2.393 3.277 4.526 6.035 3.616 4.543 2.428 2.766 3.104

Температура насоса, *С 153.6 99.7 122.1 108.1 103 94.8 94.9 91.6 90.6 106.3 102.3 104.5

Температуры кабеля, *С 49.7 49.3 56.9 58.3 64.7 65.0 73.9 72.5 73.7 75.1 78.5 83.7

Расчет технологических параметров работы УЭЦН скважины 770 Аганского месторождения

при различных режимах эксплуатации

Пласт БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17 БВ17

-21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21 -21

Пластовая температура, *С 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

ВДП, м 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850

ВДП (вертикаль), м 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4 2449. 4

Дебит жидкости, м3/сут 78.1 74.1 70 66 62 58 54 50 46 42 38 34 29.9 25.9 21.9 17.9 13.9

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5

Обводненность, % 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13

Глубина спуска насоса (по 2351. 2351. 2338. 2341. 2289. 2162. 2042. 1924. 1806. 1690. 1575. 1462. 1348. 1237. 1127. 1017. 908.9

вертикале), м 2 2 3 6 4 2 2 1 5 3 8 1 7 4 3 9

Типоразмер ЭЦН ВНН5-125-2950/00-013 ВНН5-125-2950/00-013 ВНН5-125-2350/00-013 ВНН5-79-2800/00-013 ВНН5-79-2550/00-013 ВНН5-79-2300/00-013 ВНН5-79-2050/00-013 ЭЦНДП5-60-2000 ЭЦНДП5-60-1650 ЭЦНА5-45-1950 ЭЦНА5-45-1600 ЭЦНА5-45-1300 ЭЦНА5-45-1100 ЭЦНА5-45-950 ЭЦНД5-25-850 ЭЦНД5-25-650 ЭЦНД5-25-650

Типоразмер ПЭД 1 ВЭДБТ54-117/3В5 1 ВЭДБТ54-117/3В5 1 ВЭДБТ54-117/3В5 ЭДА40-117М ЭДБ36-103В5 ЭДА32-117М ЭДА28-117М ЭДА22-117М ЭДБ20-103В5 1ВЭДБТ18-117/3В5 ЭДА16-117М ЭДА12-117М ЭДА16-117М ЭДА12-117М ЭДБ8-103В5 ЭДБ8-103В5 ЭДБ8-103В5

Номинальная мощность ПЭД, кВт 54 54 54 40 36 32 28 22 20 18 16 12 16 12 8 8 8

Рабочий кпд ПЭД, д.е. 0.922 0.922 0.92 0.847 0.796 0.852 0.848 0.845 0.788 0.907 0.836 0.839 0.832 0.832 0.79 0.773 0.756

Мощность насоса, кВт 40.5 40.5 39.2 29.8 26.4 23.8 21.5 15.9 14.1 12.5 10.9 8.5 10.3 7.6 5.8 3.7 2.4

Активная мощность ПЭД, кВт 43.9 43.9 42.6 35.2 33.1 27.9 25.3 18.8 17.8 13.8 13 10.1 12.3 9.2 7.3 4.8 3.1

Мощность теплового потока, кВт 3.4 3.4 3.4 5.4 6.8 4.1 3.8 2.9 3.8 1.3 2.1 1.6 2.1 1.5 1.5 1.1 0.8

Номинальный ток, А 25 25 25 27 36.2 26 26 24 29.5 25 18 26 18 26 24.5 24.5 24.5

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5

Ток холостого хода, А 1.8 1.8 1.8 13.3 18.9 12.8 12.8 11.8 15.4 1.8 8.9 12.8 8.9 12.8 12.8 12.8 12.8

Текущий ток, А 13 13 12.1 22.6 30.4 21.7 22 19.7 24.3 11.1 14.4 21.2 14 20.1 20.5 17.3 15.5

Длина ПЭД, мм 3175 3175 3175 4378 4648 3998 3238 3618 2898 1655 2478 2098 2478 2098 1848 1848 1848

Габарит ПЭД, мм 117 117 117 117 103 117 117 117 103 117 117 117 117 117 103 103 103

Объем ПЭД, куб.м 0.034 0.034 0.034 0.047 0.039 0.043 0.035 0.039 0.024 0.018 0.027 0.023 0.027 0.023 0.015 0.015 0.015

Удельное тепловыделение ПЭД, Вт/куб. м 100 100 99.6 114.7 174.9 96.4 110.3 75 156.5 71.9 80.2 72.6 77.7 68.5 100 70.3 49.8

Внутрениий диаметр ЭК, мм 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125 125

Определяющий размер, м 0.008 0.008 0.008 0.008 0.022 0.008 0.008 0.008 0.022 0.008 0.008 0.008 0.008 0.008 0.022 0.022 0.022

Расход омывающего ПЭД потока, м/с 240.5 34 176.6 74 141.4 94 118.1 87 105.1 22 98.06 5 90.95 83.92 7 76.98 8 70.07 63.15 56.30 8 49.53 7 42.76 1 36.02 2 29.34 7 22.72 7

Скорость омывающего ПЭД потока, м/с 1.831 1.345 1.077 0.9 0.309 0.746 0.692 0.639 0.226 0.533 0.481 0.429 0.377 0.326 0.106 0.086 0.067

Динамический уровень жидкости, м 2609. 1 2486. 8 2355. 8 2226. 3 2090. 6 1959. 4 1825. 2 1690. 9 1557. 4 1422. 2 1286. 8 1152. 8 1020. 4 889.5 760.3 636.2 532.9

Давление на приеме насоса, МПа 3.06 3.92 4.73 5.64 6.14 5.99 5.86 5.73 5.59 5.45 5.33 5.2 5.06 4.93 4.81 4.68 4.55

Свободное газосодержание на приеме насоса, м/с 56.6 42.5 30.7 20.2 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

Плотность омывающего ПЭД потока, кг/м3 348.9 451.4 537.2 618.8 753.1 758.2 764.5 770.7 776.6 783.1 790.7 798.6 806.3 815.3 825 834.6 844.2

Вязкость омывающего ПЭД потока, мПа.с 0.2 0.192 0.187 0.181 0.552 0.585 0.618 0.652 0.688 0.725 0.764 0.805 0.847 0.891 0.937 0.985 1.036

Теплопроводность омывающего ПЭД потока 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113

Число Рейнольдса 2552 0 2535 1 2480 5 2463 5 9265 7737 6852 6041 5618 4608 3980 3403 2871 2382 2049 1606 1197

Теплоемкость омывающего ПЭД потока 2374. 7 2373. 7 2372. 9 2372. 1 2371. 7 2371. 8 2371. 8 2371. 9 2371. 9 2371. 9 2372 2372 2372 2372. 1 2372. 1 2372. 1 2372. 1

Коэффициент температуропроводности 1.36Е -07 1.05Е -07 8.86Е -08 7.70Е -08 6.33Е -08 6.28Е -08 6.23Е -08 6.18Е -08 6.13Е -08 6.08Е -08 6.02Е -08 5.97Е -08 5.91Е -08 5.84Е -08 5.77Е -08 5.71Е -08 5.64Е -08

Число Прандля для жидкости 4.208 2 4.023 9 3.918 4 3.795 1 11.59 33 12.28 31 12.97 09 13.68 61 14.43 84 15.22 23 16.03 7 16.89 04 17.78 68 18.71 37 19.67 82 20.68 72 21.74 33

Число Прандля для стенки 5.865 6 7.585 9.024 3 10.39 21 12.64 6 12.73 11 12.83 72 12.94 1 13.04 17 13.15 08 13.27 82 13.41 1 13.54 1 13.69 17 13.85 41 14.01 61 14.17 67

Число Нусельта 38.23 5 37.57 3 36.92 3 32.04 1 45.83 5 30.80 5 32.50 4 30.09 3 48.73 4 38.24 3 31.22 2 31.88 6 28.34 9 28.59 4 43.16 5 39.81 4 35.98 2

Коэффициент теплоотдачи Вт/кв. м*К 540.0 68 530.7 22 521.5 35 452.5 77 235.4 23 435.1 14 459.1 24 425.0 69 250.3 15 540.1 8 441.0 06 450.3 94 400.4 25 403.8 94 221.7 11 204.4 97 184.8 19

Плошадь теплообмена, кв.м. 1.167 1.167 1.167 1.609 1.504 1.469 1.19 1.33 0.938 0.608 0.911 0.771 0.911 0.771 0.598 0.598 0.598

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5

Температура набегающего потока, С 87 87 86.6 86.7 85.2 81.3 77.7 74.1 70.5 67 63.5 60 56.6 53.2 49.8 46.5 43.1

Температура ПЭД, С 92.4 92.5 92.2 94.1 104.3 87.8 84.7 79.2 86.6 70.9 68.8 64.7 62.2 58.1 61.4 55.3 50.1

Температура жидкости после ПЭД, С 88.5 88.6 88.3 89.4 88.3 83.3 79.7 75.7 72.8 67.8 65 61.3 58.5 54.8 51.7 48.1 44.6

КПД насоса, д.е. 0.543 0.543 0.477 0.533 0.518 0.5 0.478 0.554 0.529 0.497 0.466 0.478 0.309 0.313 0.298 0.319 0.309

Количество выделяемой ЭЦН теплоты, кВт 18.5 18.5 20.5 13.9 12.7 11.9 11.2 7.1 6.6 6.3 5.8 4.4 7.1 5.3 4.1 2.5 1.6

Температура жидкости после насоса, С 96.5 97 98.1 96.4 94.1 89.1 85.5 79.7 76.8 72 69.3 64.9 64.9 60.3 56.7 51.8 47.7

Определяющий размер насоса, м 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8 0.082 8

Теплоемкость потока в насосе 2374. 7 2373. 7 2372. 9 2372. 1 2371. 7 2371. 8 2371. 8 2371. 9 2371. 9 2371. 9 2372 2372 2372 2372. 1 2372. 1 2372. 1 2372. 1

Среднеинтегральный расход ПЖС в насоса, м3/с 141.8 125.9 114.1 104.6 96.9 90.2 83.6 77.1 70.6 64.2 57.8 51.5 45.2 39 32.8 26.7 20.6

Линейная скорость потока в насоса, м/с 0.305 0.271 0.245 0.225 0.208 0.194 0.18 0.166 0.152 0.138 0.124 0.111 0.097 0.084 0.07 0.057 0.044

Коэффициент температуропроводности в насоса 1.82Е -08 2.14Е -08 2.60Е -08 3.30Е -08 3.83Е -08 3.81Е -08 3.81Е -08 3.79Е -08 3.77Е -08 3.76Е -08 3.75Е -08 3.74Е -08 3.72Е -08 3.71Е -08 3.70Е -08 3.69Е -08 3.66Е -08

Плотность потока в насосе, кг/м3 568.1 607.3 633 651.9 661.3 664.1 667 669.8 672.6 675.3 678.1 680.9 683.5 686.3 689.2 692.2 695.6

Вязкость потока в насосе, мПа.с 0.2 0.192 0.187 0.181 0.552 0.585 0.618 0.652 0.688 0.725 0.764 0.805 0.847 0.891 0.937 0.985 1.036

Число Прандля для жидкости в насосе 19.36 69 14.75 81 11.35 34 8.411 3 21.78 42 23.11 86 24.34 93 25.66 52 27.09 74 28.56 63 30.02 15 31.59 82 33.32 52 35.00 36 36.71 64 38.58 45 40.64 48

Число Рейнольдса для насоса 7161 8 7100 9 6890 1 6712 0 2064 0 1822 0 1606 1 1409 0 1228 3 1063 4 9128 7750 6489 5340 4292 3334 2460

Число Нусельта для насоса 575.0 07 508.1 02 443.1 04 381.4 09 223.5 52 207.5 69 191.8 74 176.7 52 162.1 19 147.7 7 133.6 04 119.8 18 106.3 54 92.94 7 79.65 6 66.49 1 53.32

Теплопроводность потока в насосе 0.025 0.031 0.039 0.051 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.061 0.061 0.06

Коэффициент теплоотдачи насоса Вт/кв.м*К 170.5 15 189.0 66 208.7 08 234.8 53 162.3 66 150.5 08 139.4 91 128.6 32 117.8 89 107.4 63 97.4 87.40 7 77.46 9 67.81 6 58.26 3 48.65 2 38.92 8

Длина насоса, м 15.5 15.5 17.9 11.7 10.7 9.7 8.6 8.4 7.3 7.3 11.3 8.7 15.7 9.4 6.1 6.5 4.2

Плошадь теплообмена, кв.м. 4.483 4.483 5.168 3.382 3.087 2.792 2.488 2.428 2.098 2.098 3.26 2.523 4.526 2.705 1.769 1.882 1.214

Температура насоса, *С 116.7 114.6 112.2 110.4 116.6 114.5 114.9 100.3 101.6 97.7 85.5 83.3 81.9 86.2 93.7 77.3 81

Температуры кабеля, *С 97.9 98.4 99.3 100.6 101.8 93.1 89.6 82.9 81.8 73.0 71.0 68.7 66.6 63.6 60.2 54.3 49.7

Расчет технологических параметров работы УЭЦН скважины 914п Аганского месторождения

при различных режимах эксплуатации

Пласт БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8 БВ 8

Пластовая температура, *С 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79 79

ВДП, м 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252 2252

ВДП (вертикаль), м 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4 2250.4

Дебит жидкости, м3/сут 131.3 123.6 115.1 107 99.7 91.1 83 75.3 67.2 59 50.9 43.2 35.5 27 19.3

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5

Обводненность, % 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90

Глубина спуска насоса (по вертикале), м 2150.5 2150.5 2150.5 2062.3 1960.3 1841.1 1729.8 1625.2 1515.4 1405.5 1295.3 1191.3 1087.6 973.9 871.6

Типоразмер ЭЦН ВНН5А-159-2700/00-013 ВНН5-125-2800/00-013 ВНН5-125-2600/00-013 ВНН5-125-2250/00-013 ВНН5-79-2800/00-013 ВНН5-79-2550/00-013 ВНН5-79-2300/00-013 ЭЦНДП5-60-2150 ЭЦНА5-45-2950 ЭЦНА5-45-2100 ЭЦНА5-45-1750 ЭЦНА5-45-1450 ЭЦНА5-45-1300 ЭЦНА5-45-950 ЭЦНА5-45-950

Типоразмер ПЭД ЭДА90-117М ЭДА90-117М ЭДА80-117М ЭДА80-117М 1ЭДА63-117М 1 ВЭДБТ54-117/3В5 ЭДА50-117М ЭДБ36-103В5 ЭДА32-117М 1 ВЭДБТ26-117/3В5 ЭДБ24-103В5 ЭДА28-117М ЭДА22-117М ЭДА16-117М ЭДА16-117М

Номинальная мощность ПЭД, кВт 90 90 80 80 63 54 50 36 32 26 24 28 22 16 16

Рабочий кпд ПЭД, д.е. 0.853 0.85 0.847 0.843 0.847 0.919 0.842 0.792 0.847 0.913 0.789 0.848 0.845 0.842 0.829

Мощность насоса, кВт 68.9 65.1 60.1 55.8 43.4 38.6 34.7 24.7 22 19.8 17 21.3 15.9 12 9.6

Активная мощность ПЭД, кВт 80.7 76.6 70.9 66.3 51.2 42 41.2 31.2 26 21.6 21.5 25.1 18.8 14.3 11.6

Мощность теплового потока, кВт 11.8 11.5 10.8 10.4 7.9 3.4 6.5 6.5 4 1.9 4.6 3.8 2.9 2.3 2

Номинальный ток, А 41 41 32 32 51.5 25 28 36.2 26 24 30.3 26 24 18 18

Ток холостого хода, А 20.2 20.2 15.8 15.8 25.4 1.8 13.8 18.9 12.8 1.7 15.8 12.8 11.8 8.9 8.9

Текущий ток, А 34.7 33.7 26.8 25.9 41.3 11.8 22.6 29.5 20.8 12.7 25.1 22 19.7 15.1 13.6

Длина ПЭД, мм 9168 9168 8408 8408 6658 3175 5518 4648 3998 2035 3248 3238 3618 2478 2478

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5

Габарит ПЭД, мм 117 117 117 117 117 117 117 103 117 117 103 117 117 117 117

Объем ПЭД, куб.м 0.099 0.099 0.09 0.09 0.072 0.034 0.059 0.039 0.043 0.022 0.027 0.035 0.039 0.027 0.027

Удельное тепловыделение ПЭД, Вт/куб. м 120.2 116.6 119.9 115.3 109.7 99.5 109.6 167.9 92.7 86 168.3 109.8 75 84.6 74.7

Внутрениий диаметр ЭК, мм 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132 132

Определяющий размер, м 0.015 0.015 0.015 0.015 0.015 0.015 0.015 0.029 0.015 0.015 0.029 0.015 0.015 0.015 0.015

Расход омывающего ПЭД потока, м/с 158.941 139.762 125.067 115.551 107.612 98.365 89.56 81.218 72.416 63.63 54.857 46.548 38.245 29.014 20.716

Скорость омывающего ПЭД потока, м/с 0.627 0.551 0.493 0.456 0.425 0.388 0.353 0.176 0.286 0.251 0.119 0.184 0.151 0.114 0.082

Динамический уровень жидкости, м 2198.8 2078.8 1932.5 1819.2 1723.9 1612.8 1506.8 1406.2 1300.2 1194.5 1089.5 990.6 892.2 783.1 685.6

Давление на приеме насоса, МПа 2.64 3.55 4.58 4.74 4.67 4.57 4.49 4.41 4.34 4.26 4.18 4.1 4.02 3.94 3.87

Свободное газосодержание на приеме насоса, м/с 15.8 9.5 5.6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Плотность омывающего ПЭД потока, кг/м3 851.7 913.1 951.4 957.8 958.4 958.9 959.6 960.4 961.3 962.4 963.4 964.3 965.4 966.8 968.1

Вязкость омывающего ПЭД потока, мПа.с 0.631 0.631 0.632 0.655 0.684 0.72 0.755 0.789 0.827 0.868 0.91 0.953 0.997 1.048 1.097

Теплопроводность омывающего ПЭД потока 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113 0.113

Число Рейнольдса 12690 11961 11152 9995 8921 7757 6740 6198 4980 4177 3640 2789 2192 1584 1082

Теплоемкость омывающего ПЭД потока 3983.3 3984.1 3984.8 3985.1 3985.2 3985.4 3985.5 3985.7 3985.8 3986 3986.1 3986.3 3986.4 3986.6 3986.7

Коэффициент температуропроводности 3.33Е-08 3.11Е-08 2.98Е-08 2.96Е-08 2.96Е-08 2.96Е-08 2.95Е-08 2.95Е-08 2.95Е-08 2.95Е-08 2.94Е-08 2.94Е-08 2.94Е-08 2.93Е-08 2.93Е-08

Число Прандля для жидкости 22.2561 22.2629 22.2693 23.1119 24.1298 25.3817 26.616 27.8367 29.1856 30.6092 32.1124 33.6061 35.1733 36.9855 38.7034

Число Прандля для стенки 24.0195 25.7538 26.8397 27.0217 27.0398 27.0547 27.0766 27.1001 27.1272 27.1575 27.1862 27.2152 27.2446 27.2872 27.325

Число Нусельта 42.149 41.167 41.443 40.156 42.729 55.248 42.531 58.196 44.187 54.813 56.91 39.941 35.222 36.586 31.89

Коэффициент теплоотдачи Вт/кв.м*К 317.521 310.124 312.202 302.505 321.895 416.201 320.401 226.763 332.875 412.923 221.754 300.892 265.34 275.618 240.241

Плошадь теплообмена, кв.м. 3.37 3.37 3.09 3.09 2.447 1.167 2.028 1.504 1.469 0.748 1.051 1.19 1.33 0.911 0.911

Температура набегающего потока, С 76.2 76.2 76.2 73.7 70.9 67.5 64.3 61.3 58.2 55 51.8 48.7 45.7 42.3 39.3

Температура ПЭД, С 87.3 87.2 87.4 84.9 80.8 74.5 74.3 80.4 66.3 61.1 71.3 59.4 54 51.3 48.4

Температура жидкости после ПЭД, С 78.1 78.2 78.2 75.8 72.5 68.3 65.9 63.1 59.4 55.6 53.6 50.6 47.4 44.1 41.5

КПД насоса, д.е. 0.541 0.514 0.492 0.466 0.531 0.512 0.486 0.582 0.543 0.492 0.457 0.284 0.286 0.255 0.203

Забойное давление, МПа 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5

Количество выделяемой ЭЦН теплоты, кВт 31.6 31.7 30.5 29.8 20.4 18.9 17.8 10.3 10.1 10 9.2 15.3 11.3 9 7.7

Температура жидкости после насоса, С 83.2 83.5 83.7 81.6 76.8 72.6 70.4 66 62.5 59.2 57.4 58 54.1 51 49.8

Определяющий размер насоса, м 0.0927 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828 0.0828

Теплоемкость потока в насосе 3983.3 3984.1 3984.8 3985.1 3985.2 3985.4 3985.5 3985.7 3985.8 3986 3986.1 3986.3 3986.4 3986.6 3986.7

Среднеинтегральный расход ПЖС в насоса, м3/с 136.5 128 118.9 110.5 102.9 94 85.6 77.6 69.2 60.7 52.3 44.4 36.4 27.6 19.7

Линейная скорость потока в насоса, м/с 0.234 0.275 0.256 0.238 0.221 0.202 0.184 0.167 0.149 0.131 0.113 0.095 0.078 0.059 0.042

Коэффициент температуропроводности в насоса 2.10Е-08 3.07Е-08 4.34Е-08 4.64Е-08 4.64Е-08 4.63Е-08 4.63Е-08 4.63Е-08 4.64Е-08 4.64Е-08 4.63Е-08 4.63Е-08 4.62Е-08 4.63Е-08 4.63Е-08

Плотность потока в насосе, кг/м3 972.2 976.4 978.6 979.3 979.7 980.2 980.8 981.3 981.9 982.5 983.2 983.8 984.6 985.4 986.3

Вязкость потока в насосе, мПа.с 0.631 0.631 0.632 0.655 0.684 0.72 0.755 0.789 0.827 0.868 0.91 0.953 0.997 1.048 1.097

Число Прандля для жидкости в насосе 30.9916 21.0792 14.8606 14.4232 15.0505 15.868 16.6279 17.3646 18.1666 19.0375 19.9869 20.9258 21.9178 22.9867 24.0193

Число Рейнольдса для насоса 33409 35219 32806 29388 26222 22789 19793 17169 14607 12241 10061 8159 6406 4624 3156

Число Нусельта для насоса 382.427 337.984 274.76 248.403 230.943 211.165 192.482 175.01 156.803 138.905 121.245 104.576 87.907 69.125 51.894

Теплопроводность потока в насосе 0.081 0.119 0.169 0.181 0.181 0.181 0.181 0.181 0.182 0.182 0.182 0.181 0.181 0.182 0.182

Коэффициент теплоотдачи насоса Вт/кв.м*К 334.775 487.16 561.917 543.223 505.308 460.964 420.477 382.882 343.792 304.795 265.851 229.203 192.525 151.788 114.119

Длина насоса, м 11.2 18.8 17.9 16.9 11.7 10.7 9.7 9.6 8.4 7.3 12.5 19.8 12.4 8.3 7.2

Плошадь теплообмена, кв.м. 3.611 5.445 5.168 4.89 3.382 3.087 2.792 2.766 2.428 2.098 3.616 5.723 3.59 2.393 2.081

Температура насоса, *С 106.8 92.8 91.5 89.9 86.6 83.7 83.4 74.3 73 73.1 65.1 65.9 67.1 72.2 78

Температуры кабеля, *С 93.3 93 89.8 87.2 91 73.8 74.7 73.3 66.2 60.5 62.7 62 57.3 52.9 51.3