автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Оптимизация подбора оборудования скважин с учетом прогноза надежности

На правах рукописи

Субарев Дмитрий Николаевич

ОПТИМИЗАЦИЯ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПРОГНОЗА НАДЕЖНОСТИ

05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации

(информатика)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г 8 НОЯ 2013

Тюмень - 2013

005540637

005540637

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации

Научный руководитель: Соловьев Илья Георгиевич

кандидат технических наук, доцент

Официальные оппоненты: Семухин Михаил Викторович

доктор технических наук, доцент,

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»,

главный специалист

Муравьев Игорь Измайлович кандидат технических наук, ОКИТР ПУ "СургутАСУнефть" ОАО «Сургутнефтегаз», ведущий инженер-программист

Ведущая организация: Тюменское отделение Сургутского научно-

исследовательского и проектного института нефти (ТО «СургутНИПИнефть»),

Защита состоится 20 декабря 2013 года в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 800.005.06 при ГБОУ ВПО «Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа -Югры» по адресу: 628412, Тюменская область, г. Сургут, проспект Ленина, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГБОУ ВПО «Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» по адресу: 628412, Тюменская область, г. Сургут, проспект Ленина, 1.

Автореферат разослан (<? ноября 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета В.С. Микшина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири подошло к тому, что предприятия вынуждены эксплуатировать месторождения, которые находятся на поздней стадии разработки, либо характеризуются сложными условиями залегания.

Статистика отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН), приводимая предприятиями нефтедобычи, свидетельствует, что основные причины преждевременного выхода погружной установки из строя связаны с действием осложняющих факторов эксплуатации. Так, в соответствии с данными ОАО «Самотлорнефтегаз», основной причина отказов ЭЦН является агрессивная среда (коррозия) (13,4%), мехпримеси (27,5%), твердые отложения (24,5%), субъективные причины (20%), оборудование (14,6%). Представленный набор факторов, как правило, остаётся неизменным для разных групп месторождений, с возможной вариацией долевых пропорций.

Одной из основных причин сокращения межремонтного периода оборудования практически во всех нефтяных компаниях является вынос мехпримесей. Перекачка погружной установкой нефтяного потока с высоким содержанием взвешенных частиц может приводить к засорению проточных каналов рабочих органов ЭЦН, ускоренному абразивному износу узлов, оседанию мехпримесей в нижней части насоса, что в итоге ведет к сокращению периода наработки на отказ силовой установки.

Значительный вклад в исследование различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН внесли следующие ученые и инженерно-технические работники: В.А. Амиян, A.A. Богданов, В.А. Ведерников, И.В. Генералов, Ш.К. Гиматудинов, В.И. Грайфер, С.И. Грачев, Ю.В. Зейгман, В.Н. Ивановский, JT.B. Игревский, JI.C. Каплан, M.JL Карнаухов, Р.Я. Кучумов, B.C. Линев, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, Д.В. Маркелов, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьев, М.Н. Персиянцев, И.Г. Соловьев, А.П. Телков, K.P. Уразаков, В.Н. Филиппов, А.К. Ягафаров и др.

В условиях всеобщей информатизации существующие методики и алгоритмы подбора стали реализовываться в программных комплексах, что повысило скорость и точность проведения расчетов. Наибольшее практическое применение по подбору насосного оборудования нашли такие программные комплексы как «SubPUMP» (Petroleum bifonnation Dwight's), «WellFlo» (Edinburg Petroleum Sendees), «PIPESIM» (Schlumberger), «Автотехнолог» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), «НАСОС» (БашНИПИнефть), «NeoSel-Pro» (Новомет-Пермь) и «YECN» (Нефтеспецтехника).

Одним из наиболее распространённых программных комплексов среди нефтяников является «Р1РЕ81М», который позволяет пользователю производить корреляцию многофазных потоков для точного расчета гидравлических потерь напора в подъёмнике, режимов течения, оценивать РУТ диаграммы свойств флюида, определять наиболее подходящий способ механизированной добычи, производить подбор насосного оборудования и т.д.

Пример данного программного комплекса свидетельствует, что область вопросов решаемых при помощи таких программ довольно обширна, а физические и математические модели, положенные в основу являются весьма емкими, что создает дополнительную сложность в процессе их настройки. Задача подбора погружного оборудования сводится к выбору рационального типоразмера насоса из условия постоянства скважинных параметров на всем периоде работы, без учета их возможного дрейфа, вызванного эксплуатационными условиями, а расчет последствии от неноминальных условий учитывается в качестве обособленного модуля. При этом не вводится обобщенный целевой показатель, который позволил бы оценивать конкурентные решения с учетом экономической политики предприятия. Стоит заметить, что программные комплексы настраиваются по исходным данным проектирования и не ориентированы на оперативное обновление параметров по реальным данным промысловой эксплуатации.

Обозначенные проблемы позволяют заключить, что оптимальная политика обустройства и эксплуатации обязывает рассчитывать возможные последствия от работы системы в неноминальных условиях, что следует учитывать одновременно в проектах разработки и обустройства.

Цель работы: Совершенствование подходов и методов расчета параметров обустройства скважин погружными электронасосами в осложненных условиях выноса мехпримесей.

Задачи исследования.

— Обоснование и модернизация базовой гидростатической модели

производительности скважинной системы обустроенной электронасосом.

— Дооснащение базовых соотношений блоками, учитывающими:

• динамику деструкции (снижения) притока;

• динамику механического износа и засорения рабочей зоны насоса;

• суммарную динамику освоения эксплуатационного ресурса.

— Формализация задачи оптимального обустройства с введением

функционала качества.

— Разработка алгоритма решения вариационной задачи.

Объектом исследования является гидростатическая модель скважинной системы на нефть, обустроенной погружным электроцентробежным насосом.

Предметом исследования является методика расчета оптимальных параметров обустройства скважины электронасосом с учетом деструктивных воздействий выносов мехпримесей.

Новизна полученных результатов.

— Представленная формализация задачи выбора параметров обустройства скважины с электронасосом устанавливает оптимальные пропорции между:

• производительностью системы,

• вызванными последствиями выносов мехпримесей,

• наработкой на отказ погружного оборудования.

— Доказано, что экономически выгодный, минимальный по условию срыва подачи уровень подвески насоса определяется видом и интенсивностью деструктивных проявлений. В частности, при абразивном износе и засорении минимальное погружение рассчитывается по состоянию параметров системы в начале эксплуатации, а в случае падения продуктивности притока расчет осуществляется по состоянию параметров на момент отказа.

Положения, выносимые на защиту.

— Комплексная модель скважинной системы, дополненная блоками динамики деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения эксплуатационного ресурса электронасоса в условиях выноса мехпримесей.

— Правило построения критерия оптимального обустройства и эксплуатации скважины на периоде до отказа электронасоса с индивидуальными настройками коэффициентов затратности предприятий.

— Симплекс-алгоритм и вычислительная методика подбора оптимальных параметров насоса по номинальному расходу, напору и глубине подвески с прогнозом графиков полного вектора состояния системы до момента отказа и оценкой ущерба от деструктивных следствий выносов. Практическая значимость работы.

— Разработанная методика расчета оптимальных параметров обустройства и режима эксплуатации скважины устанавливает экономически выгодные пропорции между показателями механической устойчивости притока, искомой производительностью и наработкой на отказ погружного

оборудования, что важно для согласованной политики геологических и технологических служб производства.

Результаты вычислительного анализа свидетельствуют, что практика максимально допустимых отборов с предельными уровнями заглубления, как правило, неоптимальна.

— Разработанные средства модельного анализа деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения ресурса системы существенно расширяют регулировочные потенциалы технологий нефтедобычи в режиме реального времени. Уровень сложности модельных решений с минимальным количеством настраиваемых параметров позволяет сопровождать и эксплуатировать системные решения по месту в рамках информационных ресурсов самого предприятия.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности.

Диссертационная работа отражает результаты математических исследований в доопределении закономерностей функционирования сложной системы, связанной с учётом действия расширенного поля факторов эксплуатации с последующим использованием комплексной модели для совершенствования алгоритма принятия решений по оптимизации параметров обустройства скважины. Область и результаты исследований соответствуют п.2 -«Формализация и постановка задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений и обработки информации», п.З - «Разработка критериев и моделей описания и оценки эффективности решения задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений и обработки информации», и п.4 — «Разработка методов и алгоритмов решения задач системного анализа, оптимизации, управления, принятия решений и обработки информации» паспорта специальности 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации.

Достоверность и обоснованность результатов. Результаты исследований по построению комплексной модели скважинной системы, включая модель нагрева двигателя, миграции и выноса мехпримесей, динамики осадконакоплений, абразивного износа и деструкции притока, базируются на классических законах гидравлики, гидромеханики центробежных насосов, линейной фильтрации, балансах тепломассообменов с динамикой кумулятивной трансформации первого порядка.

Модель динамики освоения эксплуатационного ресурса конструируется по правилам линейной регрессии с выделением главных факторов ускоренного износа по отклонению от номинальных уставок эксплуатации.

Формализация задачи оптимального выбора соответствует системным правилам построения вариационных задач с введением интегрального функционала качества (прибыль) и уравнений связи (комплексная модель).

Сформулированные правила выбора оптимальной глубины подвески сопровождаются полной аналитикой вывода.

Алгоритм решения вариационной задачи выбора оптимального типоразмера насоса с расчетной глубиной подвески реализован по схеме перебора допустимых решений в направлении максимизации прибыли (симплекс-метод). Каждая поисковая итерация, связанная с восстановлением интеграла качества, основана на численном интегрировании нелинейно-дифференциальных уравнений связи на полном интервале наработки на отказ.

Реализация результатов. Вычислительные схемы анализа работы скважинной системы, разработанные правила и алгоритмы оптимального подбора оборудования реализованы в программной среде «MATLAB 7.0.1». Созданные образы визуально-графического анализа могут быть использованы в учебном процессе как лабораторный базис по курсу «Автоматизация технологических процессов».

Апробация работы. Основные положения работы были доложены на конференциях: XV Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные техника и технология» (Томск, 2009г.); IV Всероссийская научно-техническая конференция «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2010г.); VII Всероссийская научно-техническая конференция «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (Тюмень, 2011г.); Региональная научно-техническая конференция «Компьютерное моделирование и системный анализ в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 201 lr.);VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна» (Тюмень, 2012г.); ежегодных совместных конференциях аспирантов Института геологии и нефтегазодобычи ТюмГНГУ и ИПОС СО РАН (Тюмень, 2011-2013гг.); ежеквартальных семинарах кафедры АВТ (Тюмень, 2010-2013гг.).

Публикации. Результаты выполненных исследований отражены в 13 печатных работах, в том числе 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, четырех разделов, заключения и списка литературы. Содержание работы изложено на 118 страницах, включает 37 рисунков и 12 таблиц. Список литературы насчитывает 100 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, определена научная новизна и практическая значимость результатов работы. Работа посвящена проблеме выбора параметров обустройства эксплуатационной скважины погружным электронасосом в условиях выноса мехпримесей.

Первый раздел посвящен анализу современного состояния механизированного способа добычи нефти электроцентробежными насосами. Дано краткое описание конструкции скважины.

Под подбором погружной установки к нефтяной скважине понимается определение типоразмера, обеспечивающего работу насоса при значениях рабочих показателей (производительность, напор, мощность) близких к номинальным, согласно их технической документации. В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «пласт-скважина-насос» и выбор оптимальных сочетаний этих показателей. Оптимизация может вестись по различным критериям, но, в конечном итоге, все они должны быть направлены на один конечный результат - минимизацию себестоимости единицы продукции -тонны нефти.

Известные методики по подбору погружного оборудования, разработаны П.Д. Ляпковым, И.Т. Мищенко, K.P. Уразаковым, В.Н. Ивановским, B.C. Линевым. Стоит отметить, что данные методики не учитывают последующую эксплуатацию ЭЦН в нестационарных условиях, что приводит к дрейфу скважинных параметров, а также сокращению полезного ресурса погружного оборудования. Также, представленные методики не содержат в своем составе целевой функционал, который позволил бы сравнивать конкурентные решения.

Анализ причин отказов ЭЦН, согласно отчетам приводимым предприятиями нефтяной отрасли, позволил выделить ряд факторов, который ведет к сокращению межремонтного периода оборудования. Негативное влияние состава и свойств добываемой продукции является одной из распространенных причин преждевременных отказов глубинно-насосного оборудования - до 80% от их общего числа. Иными словами, подавляющее число причин отказов вызвано нарушением технологии эксплуатации скважин.

Отказы, как правило, происходят вследствие образования отложений неорганических солей, асфальто-смолистых и парафиновых веществ, засорения механическими примесями рабочих органов насоса, в результате проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также вследствие недостаточного притока. Данные по осложненному фонду некоторых отечественных нефтедобывающих предприятий, приводимые в информационном отчете ООО «ТатПром-Холдинг», представлены в таблице 1 (здесь следует учитывать, что на одной скважине может быть несколько видов осложнений).

Таблица 1 - Статистика по осложненному фонду скважин

Предприятие Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз Роснефть-Ставрополь нефтегаз Роснефть-Пурнефтегаз Томск нефть Белкам нефть

Неосложненный фонд, % - 37 - 25 37

Мехпримеси, % 32 73 74 14 31

Соли, % 25 20 24 10 -

Коррозия, % - 22 10 4 2

Парафины, % 37 11 33 3 74

Газ, % 23 16 39 20 -

Температура, % - - 19 18 -

Эмульсия, % - - - - 24

Среди широкого спектра факторов, осложняющих процесс добычи, в диссертации рассмотрена работа ЭЦН в условиях повышенного выноса мехпримесей. В зависимости от гранулометрического состава, влияние примесей на работу скважинной системы может проявляться по-разному. Так, вынос мелких и твердых частиц (например, песка) может приводить к их осаждению в полости насоса или механическому износу рабочих органов, что в итоге обуславливает изменение рабочих характеристик насоса. В условиях выноса частиц с определенными сорбционными свойствами (например, глины) возникает опасность снижения коэффициента продуктивности вследствие забивки порового пространства призабойной зоны (ПЗ).

Таким образом, оптимальное обустройство скважины в условиях выноса мехпримесей возможно лишь с учетом долевых пропорций между последствиями выноса, режимом отбора нефти и ресурсом погружного оборудования с оценкой принятых решений на основе целевого показателя.

Во втором разделе рассматриваются математические модели СС «пласт-скважина-насос», определяющие содержательный смысл поставленной задачи и отражающие основные связи между базовыми компонентами системы.

В основе расчёта лежит модель гидродинамики СС с ЭЦН (И.Г. Соловьёв и др.), которая объединяет гидростатическую модель подъемника, гидродинамическую модель призабойной зоны пласта и модель погружного центробежного насоса.

Принятые допущения:

— забойное давление в скважине в любой момент времени больше давления насыщения нефти газом;

— жидкость в системе рассмотрена как однородная, и скважина характеризуется осредненными удельными весами в соответствующих интервалах подъемника;

— изначально распределенная гидродинамическая система аппроксимирована конечномерными функциональными компонентами, соответствующими конструкции скважины;

— скважина дренирует только один продуктивный горизонт;

— объёмное газосодержание перекачиваемой смеси на первой ступени насосной установки не превышает 0,2;

— потери давления на трение жидкости при подъеме на дневную поверхность учитываются путем введения эквивалентных моделей линеаризованных штуцеров.

Объектом исследования является скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насоса, объединяющая линейную модель притока гидростатику вертикального подъёмника и напорную характеристика насоса. Расчётная модель базируется на конструктивной схеме скважины, приведённой к вертикали и представленной на рисунке 1, где указаны следующие параметры и переменные состояния:

— параметры конструкции: Н2 - глубина забоя по вертикали, Нм - глубина подвески насоса;

— параметры ПЗ: - гидропроводность перехода «ПЗ - забой», IV, -гидропроводность перехода «контур питания — ПЗ», рпл - квазистатическое давление контура питания;

— переменные состояния: р1 (/) - среднее давление флюида в ПЗ коллектора, р2 (/) - давление в забое скважины, р3 (/) - давление жидкости в колонне на уровне приемной сетки насоса, р4(0 - давление газовой фазы верха затрубного пространства (ЗТ), р5(() - давление на выкиде насоса, р%(1) -давление на буфере (до устьевого штуцера), рл (/) - давление в линейно-нефтесборном коллекторе на устье (поверхности), /г4 (/) - уровень жидкости

в ЗТ над приемом насоса с удельным весом - /л.

Рисунок 1 - Конструктивная схема вертикальной скважины (а), линеаризованные графики распределения давления по вертикали (б) и нормированные напорная и мощностная характеристики насоса (в)

В соответствии с принятыми обозначениями, нагрузка по напору, который должен создавать насос для подъема жидкости на устье скважины в условиях однородного потока ( / = = У,,кт), рассчитывается по выражению:

Рз (0 - Ръ (0 = Рл 0) + <7(0Г* ~ Рг (0 + ГНг, (!)

где г„ = гш + гнкт - суммарное гидросопротивление эквивалентное потерям давления в подъемнике и на устьевом штуцере.

В принятых ограничениях равновесное значение расхода в забой скважины определяется согласно выражению:

<1 = ™пл <Рпл-Рг)>™Пл =-> (2)

где м>пл - суммарный коэффициент продуктивности рассматриваемого сегмента пласта.

Базовая модель системы была видоизменена и дополнена, а именно:

— сделан переход к нормированным графикам рабочих характеристик насоса;

— введена модель нагрева погружного электродвигателя (ПЭД) необходимая для оценки динамики освоения ресурса.

Переход к нормированным графикам рабочих характеристик насоса позволяет выделить настроечные параметры по номинальному напору А0, расходу д" и потребляемой мощности №. Нормированная модель имеет вид:

МО = "СМОЛ0

V 1 У

N(t) = u(tMt)2№

'у(ол2(о + л3(оЩ)Л я

(3)

I = агЕ{<7(0 е + 1),?ЛГ(0[},

где и(/) = {1, 0} - логическая переменная - идентификатор {ВКЛ, ВЫКЛ}, у (Г) -относительная частота вращения вала двигателя, 20(г),А1(г),Л2(г),Л3(г),^Лг(г) -параметрические настройки нормированных графиков на г -ом участке.

В рамках введенных обозначений производительность скважинной системы рассчитывается из баланса: «нагрузка = напор» т.е. р5(/) - />3(/) = уИы, что приводит к расчётному выражению:

(/) = »(ОКО2 *Ч(0 -нг+ {рпл (0 - рл (0) !у и(ОКОЛ(0/г0/<7о+г,+гГО7(О//

Основываясь на балансовых соотношениях теплообмена для укрупнённых зон окаймления погружного двигателя на уровне подвески, была получена приближённая модель оценки нагрева ПЭД в равновесных условиях работы:

в (!) = (— + ----)5тр(0 +-—-всъ + вС2, (5)

^дз («СЗ + «13?(0) ас2 + «23^(0 «С2 + «23<?(0

где ^(0 - тепловые потери работающего двигателя, - объёмный расход теплоотводящего потока жидкости, ад} - коэффициент, характеризующий теплообмен между двигателем и восходящим потоков и зависящий от площади поверхности и коэффициента теплоотдачи стенки двигателя, ап,а2} - средняя объемная теплоемкость восходящего потока на соответствующих интервалах, асг' асъ ' коэффициенты, характеризующие теплообмен между горными породами и восходящим потоком на соответствующих участках и зависящие от площади контакта и коэффициента теплопередачи через стенку обсадной колонны.

В третьем разделе рассмотрены механизмы и модели влияния выноса мехпримесей на работу скважинной системы. Для учёта возможных последствий на работу погружного оборудования, кусочно-линейные модели напорной и энергетической характеристик насоса (3) дополнены поправочными коэффициентами:

(0 = ИСКОМОЙ1

#(0 = и(0К0Ч(0^с

кол (О-л (О

д(0 у Л О?0

К0Л2 (0 + ^(0

<7(0

где (/), V (О, ^ (О - дрейфующие параметры модели насоса, обусловленные износом и засорением, оцениваемым в линейном приближении по выражениям: IV (0=1- (0 - а№ (О, -^(0 = 1-^(0, (?) Г* (0 = 1- ОА (0 + аН2°М (О, где о,^ (0 - объем выноса мехпримесей, определяющий главную составляющую абразивного износа, оЛ, (0 - объем осадка, лимитирующий подачу жидкости в насос и увеличивающий энергопотребление вследствие роста сил трения, а1¥\1а1¥2>ан\>аы2>ач " настроечные параметры, зависящие от сорбционных свойств и гранулометрических характеристик мехпримесей, а также их твердости (по шкале Мооса).

Если вид деструктивных факторов определяется природой залежи, то интенсивность их проявлений - выбираемым режимом эксплуатации по уровню отборов <7(0, и в том числе с превышениями показателей механической устойчивости ПЗ коллектора. Динамика продуктивности притока описывается уравнением:

*2(0 = -ь„р(?(0), (8)

в котором интенсивность эволюционных процессов аппроксимируется кусочно-линейным сплайном:

?(<?) = (<7+«„(<?-2)+. (9)

где ц IV], дIV2 - показатели пределов механической устойчивости коллектора, Ь№,ап - настроечные параметры.

Объемная динамика выносов и осадконакоплений в насосе, согласно законам сохранения, оценивается системой уравнений вида:

Уи(?)=ЬМч(0)-Я<!)

Г* (О

• ат(Рм (<?(0)+ Уи (0 -ОСт<рм (я(1))- V„ (О

. (10)

.МО = ам2(Рм (</(0)-»V (0 + аМ\<Рм (я(1))+ Ум (/)

где Ум (0 - объем мехпримесей в потоке газожидкостной смеси приходящийся на объем Уы пустот насоса, другим словом — объем "подвижных" мехпримесей.

Закон осадконакоплений, соответствующий динамике первого порядка, определяется функцией скорости сорбирования и взмучивания

Фм(<3) = ам(дМ-д-аш(дМ,-д)+). (11)

В соответствии с выражениями (10) и (11) увеличение q{t) приводит к снижению интенсивности осаждений Сем1<рм(д(1))+Ум^), а при д > дМ идет обратный процесс ам1<рм(д^))_юм(1:) взмучивания осадка Ол, (/) с постепенным переводом его в "подвижную" фазу, т.е. в Ум(0-

Для оценки времени наработки на отказ при заданной эволюции состояний и факторов эксплуатации разработана комплексная модель остаточного эксплуатационного ресурса ЭЦН. В представленной модели, ресурс оценивается объёмом перекачиваемой жидкости в номинальных условиях эксплуатации = д°Т°, где период наработки на отказ по паспорту изделия Т° =а0 - а^д" - а2к" определяется параметрами искомого типоразмера <д°,/г° >. Фактическое время наработки на отказ Т оценивается по условию, отражающему динамику освоения эксплуатационного ресурса: 1 - «з -10)+ - сс43(Н„) =

Т = ах%

= + сс,срв (вд (0) + «6и(/)^(0 о*1 Ы + ал (0

о <2 д

(12)

где выделены основные факторы, влияющие на расход ресурса ЭЦН:

— факторы конструкции ствола скважины:

• &2к=аъ(^н-Ьа)++а43(Нм), где Ь^ - длина погружения по стволу скважины, - интегральная функция кривизны ствола от устья до уровня подвески - Яд,;

— факторы эксплуатации:

т

• SQs = а5 \<р0 (вД (1))Л - суммарные температурные возмущения -

о

первопричина ускоренного старения изоляции; |<7(')-<7°|

• = «в 1м(0-5-Ж - составляющая износа вследствие отклонений

о д

от номинального режима работы по расходу;

• ¿¡О.-, = а7и№ (Г) - прямой расход ресурса вследствие абразивного износа;

32 = - полезная составляющая затрат ресурса на добычу,

о 6

Блок-схема дополненной комплексной модели скважинной системы Рсс представлена на рисунке 2, в которой выделены следующие компоненты: Р2 -модель притока, Ри - напорно-энергетическая характеристика насоса, Рв -модель нагрева ПЭД, Рм - модель миграции мехпримесей, Р„ - модель деструкции притока, А - блок влияния мехпримесей на рабочие характеристики насоса, Рд - ресурсная модель.

Рисунок 2 - Блок-схема модели СС с учётов действия осложняющих факторов

В четвертом разделе разработан алгоритм оптимального конструирования скважины в условиях повышенного выноса мехпримсей. Задача конструирования рассматривается как экстремальная, вида: (q0,h0,HN) = argmaxJ, (13)

где 3 - целевой показатель, рассчитывается по выражению:

3 = )(сн (1 - Р)д(П - сэЧ(0 - сТТ - с -снН„, (14)

о Пд

и отражает доход от добытой нефти (первое слагаемое) за вычетом эксплуатационных (второе слагаемое), энергетических (третье слагаемое), повременных (четвертое слагаемое) затрат. Пятое вычитаемое устанавливает стоимость владения установкой с ресурсом по перекачке. Последняя компонента целевого функционала (14) характеризует затраты, приведенные к глубине спуска, которые складываются из металлоемкости конструкции, затрат, связанных с выполнением пуско-подъемных операций. Согласно (12) увеличение заглубления ведет к сокращению времени наработки на отказ.

Учитывая влияние фактора заглубления, оптимальный уровень подвески насоса соответствует минимально возможному по условию срыва подачи (СП), которое контролируется по отношению:

КЦ)>ксп, Ьсп=к^+асп{\-р)Г, (15)

где Нсп - минимально необходимый уровень покрытия, гарантирующий объемную долю свободного газа /Зп у приемной сетки не выше 0,2. Здесь //""" -минимальное покрытие по воде, Г- газовый фактор, /? - обводненность флюида, асп - настроечный коэффициент.

В свете выше изложенного установлено.

Утверждение. Для любой пары <д0,И°>, из области допустимых значений, оптимальная глубина подвески определяется условием:

Ны =шах(-А--ЛЯст), Ге[0,Г], (16)

где АНсп величина, зависящая от Ъсп. В системах с доминантой абразивного износа и засорения выбор Нн производится по состоянию параметров

системы на момент начала эксплуатации (Нм =—---АНСП), в системах с

Г">пл( 0)

деструкцией притока расчет подвески осуществляется по состоянию

параметров на конец эксплуатации (Н^ — ^^—А//ся), где время наработки

Г"пл(Т)

Т совпадает с моментом выхода системы в состояние срыва подачи.

С учетом утверждения, алгоритм поиска оптимального решения (13) был реализован по технологии перебора параметров типоразмера <д°,/г°> в сторону максимизации целевого функционала J на основе симплекс-метода.

Унимодальные графики поверхностей целевых функционалов и траектории симплекс-поиска максимумов для различных доминант деструкции приведены на рисунке 3 и сведены в таблицу 2. Согласно табл.2 поверхность и

траектория с номером 1 соответствуют случаю, когда доминируют процессы износа и засорения. Под номером 2 обозначены поверхности и траектории подъема, соответствующие фактору деструкции притока. Под номером 3 отображена динамика поведения системы, где проявляется и износ с засорением и деструкция притока одновременно.

Таблица 2 - Результаты моделирования по поиску оптимального типоразмера

Случай ча Н N J Т

1 Ъу =М0-4,^ =0 126 1660 1450 27674 417 466

2 Ь, =0,Ь„ =2-10"4 96 1160 1433 26454 505 527

3 Ьу =1-10-\Ъ„ = 2-10 4 105 1580 1343 20851 452 495

целевой показатель, х10'

2.8 -----:-----,-----1--- 1

Рисунок 3 - Графики поверхностей целевых функционалов J в координатах ¿/'-расход, /Лнапор

Результаты расчетов свидетельствуют, что рациональный подбор ЭЦН к скважине в процессе обустройства невозможен без учета характера и природы воздействия осложняющих эксплуатацию факторов. Игнорирование данных условий ведет к повышению рисков скоротечных отказов, увеличивая, тем самым, объемы упущенной выгоды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с ранее поставленными задачами в диссертационной работе получены следующие результаты:

— По анализу литературных источников была выбрана и модернизирована базовая модель СС, дополненная расчетной схемой нагрева ПЭД.

— Для учета последствий работы системы в условиях действия осложняющих факторов гидростатическая модель производительности скважины была дополнена новыми связями:

• динамической моделью снижения продуктивности притока;

• динамической моделью миграции и выноса мехпримесей и их влияния на изменение рабочих характеристик насоса (износ, засорение);

• факторной моделью динамики освоения ресурса ЭЦН.

— Дана новая формализация задачи оптимизации обустройства скважины с погружным электронасосом на основе введения интегрального критерия качества обустройства и последующей эксплуатации системы на полном жизненном цикле.

— Разработан алгоритм решения вариационной задачи оптимального обустройства с использованием аналитического решения задачи по выбору оптимальной глубины подвески и численной процедуры перебора допустимых типоразмеров ЭЦН (симплекс-метод) в направлении максимизации прибыли по введенному критерию. Состоятельность процедур подтверждена вычислительными экспериментами.

Публикации по теме диссертации Статьи, опубликованные в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ:

1. Субарев, Д.Н. Проблемы оперативного управления погружными установками системы "УЭЦН-скважина" в условиях малопродуктивных пластов / Д.Н. Субарев // НТЖ "Вестник кибернетики". - 2011. -№10. - С. 41-46.

2. Субарев, Д.Н. Оптимизация подбора типоразмера и режима работы погружного насоса / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Вестник кибернетики". - 2012. - №11. - С. 3-8.

3. Субарев, Д.Н. Управление параметрами обустройства и режимом эксплуатации скважины с погружным электронасосом / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2012 - №7. - С. 15-21.

4. Субарев, Д.Н. Эволюция состояния и динамика освоения ресурса ЭЦН при действии осложняющих факторов эксплуатации / И.Г. Соловьев, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2013. - №5. - С. 44-49.

5. Субарев, Д.Н. Факторная модель динамики освоения ресурса ЭЦН / И.Г. Соловьев, А.Г. Кожин, Д.Н. Субарев // НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - 2013. - №8. - С. 25-29.

Список работ, опубликованных в других изданиях:

6. Субарев, Д.Н. Условия заклинивания ЭЦН / Д.Н. Субарев, В.И. Кучерюк, P.P. Лопатин // Современные техника и технологии: материалы XV международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. -Томск: ТПУ, 2009, Т. 1. - С. 480-482.

7. Субарев, Д.Н. Условия возникновения заклинивания ЭЦН / Д.Н. Субарев, В.И. Кучерюк, P.P. Лопатин // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: IV ежегодный международный сборник научных трудов, посвященный 10-летию Института Нефти и Газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 429-433.

8. Субарев, Д.Н. Модель учета дебита скважин на основе использования мобильной установки и метода ваттметрии / Д.Н. Субарев // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: материалы IV Всероссийской научно-практической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 24—27.

9. Субарев, Д.Н. Задачи подбора типоразмера и режима работы УЭЦН / Д.Н. Субарев // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна: материалы VII всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 335-340.

10. Субарев, Д.Н. Оптимизация эксплуатации скважины, оборудованной УЭЦН / Д.Н. Субарев // Компьютерное моделирование и системный анализ в нефтегазовой отрасли и образовании: материалы региональной научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - С. 94-99.

11. Субарев, Д.Н. Оптимальное управление обустройством и режимами эксплуатации скважины с погружным УЭЦН / Д.Н. Субарев // Материалы итоговой конференции аспирантов ИГиН ТюмГНГУ и ИПОС СО РАН. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - С.15.

12. Субарев, Д.Н. Оптимизация процесса обустройства и управление режимами эксплуатации скважин с погружным электронасосом / Д.Н. Субарев // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна: материалы VIII всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - С. 224—228.

13. Субарев, Д.Н. Оценка влияния факторов, осложняющих процесс добычи при помощи ЭЦН на ресурс погружного оборудования / Д.Н. Субарев // Материалы итоговой конференции аспирантов ИГиН ТюмГНГУ и ИПОС СО РАН. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - С. 5-6.

Подписано в печать 12.11.2013. Формат 60x90 1/16. Усл. печ. л. 1,25 Тираж 120 экз. Заказ № 1877.

Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52.

ФГБОУ ВПО ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

04201 450818

Субарев Дмитрий Николаевич

ОПТИМИЗАЦИЯ ПОДБОРА ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН С УЧЕТОМ ПРОГНОЗА НАДЕЖНОСТИ

05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка информации

(информатика)

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент И.Г. Соловьев

Тюмень - 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ....................................................................................................................................................................4

1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ....................................................................9

1.1 Механизированный способ добычи нефти погружными электроцентробежными насосами..........................................................................................................9

1.2 Факторы, осложняющие процесс эксплуатации скважин с ЭЦН..........16

2 РАЗРАБОТКА И ОПИСАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ СИСТЕМЫ «ЭЦН-ПЛАСТ-СКВАЖИНА»............................................................................23

2.1 Базовая модель гидродинамики СС с ЭЦН..............................................................23

2.1.1 Гидростатическая модель подъемника..............................................................25

2.1.2Гидродинамическая модель призабойной зоны пласта......................30

2.1.3Математическая модель погружного центробежного насоса.... 33

2.2 Модель нагрева ПЭД......................................................................................................................40

2.3 Выводы по разделу............................................................................................................................45

3 МОДЕЛИ ВЛИЯНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ НА ПАРАМЕТРЫ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ..........47

3.1 Модель миграции и выноса мехпримесей..................................................................49

3.2 Дополнение математическое модели ЭЦН................................................................53

3.3 Модель деструкции притока..................................................................................................59

3.4 Факторная модель эксплуатационного ресурса ЭЦН......................................61

3.5 Пример численного моделирования..................................................................................67

г

\

3.5.1 Общие сведения о параметрах коллектора, конструкции

скважины и насосного оборудования................................................................68

3.5.20писание вычислительного эксперимента....................................................69

3.5.3Результаты вычислительного эксперимента..............................................71

4 КРИТЕРИЙ И АЛГОРИТМЫ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ

ПАРАМЕТРОВ ОБУСТРОЙСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ....................................74

4.1 Обоснование целевых условий............................................................................................76

4.2 Описание схемы поиска оптимальных параметров обустройства... 84

4.3 Описание вычислительного эксперимента................................................................92

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..................................................................................................................................................................106

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ......................................................................108

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние нефтедобычи в Западной Сибири подошло к тому, что предприятия вынуждены эксплуатировать месторождения, которые находятся на поздней стадии разработки, либо характеризуются сложными условиями залегания.

Статистика отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН), приводимая предприятиями нефтедобычи, свидетельствуют, что основные причины преждевременного выхода погружной установки из строя связаны с действием осложняющих факторов эксплуатации [27]. Так, в соответствии с данными ОАО «Самот-лорнефтегаз», основной причина отказов ЭЦН является агрессивная среда (коррозия) (13,4%), мехпримеси (27,5%), твердые отложения (24,5%), субъективные причины (20%), оборудование (14,6%). Представленный набор факторов, как правило, остаётся неизменным для разных групп месторождений, с возможной вариацией долевых пропорций.

Одной из основных причин сокращения межремонтного периода оборудования, практически во всех нефтяных компаниях, является вынос мехпримесей (высокая концентрация взвешенных частиц). Перекачка погружной установкой нефтяного потока с высоким содержанием взвешенных частиц может приводить к засорению проточных каналов рабочих органов ЭЦН, ускоренному абразивному износу узлов, оседанию мехпримесей в нижней части насоса, что в итоге ведет к сокращению периода наработки на отказ силовой установки [47].

Значительный вклад в исследование различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин с ЭЦН внесли следующие ученые и инженерно-технические работники: В.А. Амиян, A.A. Богданов, В.А. Ведерников, И.В. Генералов, Ш.К. Гиматудинов, В.И. Грайфер, С.И. Грачев, Ю.В. Зейгман, В.Н. Ивановский, Л.В. Игревский, Л.С. Каплан, М.Л. Карнаухов, Р.Я. Кучумов, B.C. Линев, П.Д. Ляпков, В.П. Максимов, Д.В. Маркелов, А.Х. Мирзад-жанзаде, И.Т. Мищенко, И.М. Муравьев, М.Н. Персиянцев, И.Г. Соловьев, А.П. Телков, K.P. Уразаков, В.Н. Филиппов, А.К. Ягафаров и др.

В условиях всеобщей информатизации существующие методики и алгоритмы подбора стали реализовываться в программных комплексах, что повысило скорость и точность проведения расчетов. Наибольшее практическое применение по подбору насосного оборудования нашли такие программные комплексы как «SubPUMP» (Petroleum bifonnation Dwight's), «WellFlo» (Edinburg Petroleum Sendees), «PIPESIM» (Schlumberger), «Автотехнолог» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), «НАСОС» (БашНИПИнефть), «NeoSel-Pro» (Новомет-Пермь) и «YECN» (Нефтеспецтехника) [30,33,54,85,88,89].

Одним из наиболее распространённых программных комплексов среди нефтяников является «PIPESIM», который позволяет пользователю производить корреляцию многофазных потоков для точного расчета гидравлических потерь напора в подъёмнике, режимов течения, оценивать PVT диаграммы свойств флюида, определять наиболее подходящий способ механизированной добычи, производить подбор насосного оборудования и т.д.

Пример данного программного комплекса свидетельствует, что область вопросов, решаемых при помощи таких программ довольно обширная, а физические и математические модели, положенные в основу, являются весьма емкими, что создает дополнительную сложность в процессе их настройки. Задача подбора погружного оборудования сводится к выбору рационального типоразмера насоса из условия постоянства скважинных параметров на протяжении всего периода работы без учета их возможного дрейфа, вызванного эксплуатационными условиями, а расчет последствий от неноминальных условий учитывается в качестве обособленного модуля. При этом не вводится обобщенный целевой показатель, который позволил бы оценивать конкурентные решения, с учетом экономической политики предприятия. Стоит заметить, что программные комплексы настраиваются по исходным данным проектирования и не ориентированы на оперативное обновление параметров по реальным данным промысловой эксплуатации.

Обозначенные проблемы позволяют заключить, что оптимальная политика обустройства и эксплуатации обязывает рассчитывать возможные последствия от

работы системы в неноминальных условиях, что следует учитывать одновременно в проектах разработки и обустройства.

Целью представленной работы является совершенствование подходов и методов расчета параметров обустройства скважин погружными электронасосами в осложненных условиях выноса мехпримесей.

Достижение этой цели предусматривает решение следующих задач:

— Обоснование и модернизация базовой гидростатической модели производительности скважинной системы обустроенной электронасосом.

— Дооснащение базовых соотношений блоками, учитывающими:

• динамику деструкции (снижения) притока;

• динамику механического износа и засорения рабочей зоны насоса;

• суммарную динамику освоения эксплуатационного ресурса.

— Формализация задачи оптимального обустройства с введением функционала качества.

— Разработка алгоритма решения вариационной задачи.

Объектом исследования является гидростатическая модель скважинной системы на нефть, обустроенной погружным электроцентробежным насосом.

Предметом исследования является методика расчета оптимальных параметров обустройства скважины электронасосом с учетом деструктивных воздействий выносов мехпримесей.

Положения, выносимые на защиту:

— Комплексная модель скважинной системы, дополненная блоками динамики деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения эксплуатационного ресурса электронасоса в условиях выноса мехпримесей.

— Правило построения критерия оптимального обустройства и эксплуатации скважины на периоде до отказа электронасоса с индивидуальными настройками коэффициентов затратности предприятий.

— Симплекс-алгоритм и вычислительная методика подбора оптимальных параметров насоса по номинальному расходу, напору и глубине подвески с прогно-

зом графиков полного вектора состояния системы до момента отказа и оценкой ущерба от деструктивных следствий выносов.

Результаты исследований по построению комплексной модели скважинной системы, включая модель нагрева двигателя, миграции и выноса мехпримесей, динамики осадконакоплений, абразивного износа и деструкции притока, базируются на классических законах гидравлики, гидромеханики центробежных насосов, линейной фильтрации, балансах тепломассообменов с динамикой кумулятивной трансформации первого порядка.

Модель динамики освоения эксплуатационного ресурса конструируется по правилам линейной регрессии с выделением главных факторов ускоренного износа по отклонению от номинальных уставок эксплуатации.

Формализация задачи оптимального выбора соответствует системным правилам построения вариационных задач с введением интегрального функционала качества (прибыль) и уравнений связи (комплексная модель).

Сформулированные правила выбора оптимальной глубины подвески сопровождаются полной аналитикой вывода.

Алгоритм решения вариационной задачи выбора оптимального типоразмера насоса с расчетной глубиной подвески реализован по схеме перебора допустимых решений в направлении максимизации прибыли (симплекс-метод). Каждая поисковая итерация, связанная с восстановлением интеграла качества, основана на численном интегрировании нелинейно-дифференциальных уравнений связи на полном интервале наработки на отказ.

Работа содержит следующие новые научные результаты: — Дана новая формализация и постановка задачи принятия решения по оптимизации параметров обустройства и режима эксплуатации скважины с ЭЦН, определяющая оптимальные по критерию прибыли пропорции между:

• производительностью системы,

• вызванными последствиями выносов мехпримесей,

• наработкой на отказ погружного оборудования.

— Доказанный алгоритм расчета оптимальной глубины подвески обнаруживает качественное различие решений от динамики и вида деструктивных последствий. При засорении и износе минимальное погружение рассчитывается по состоянию параметров системы на момент начала эксплуатации, а в случае падения продуктивности притока расчет осуществляется по прогнозу состояния параметров на момент отказа.

Результаты исследований:

— Разработанная методика расчета оптимальных параметров обустройства и режима эксплуатации скважины устанавливает экономически выгодные пропорции между показателями механической устойчивости притока, искомой производительностью и наработкой на отказ погружного оборудования, что важно для согласованной политики геологических и технологических служб производства.

Результаты вычислительного анализа свидетельствуют, что практика максимально допустимых отборов с предельными уровнями заглубления, как правило, неоптимальна.

— Разработанные средства модельного анализа деструкции притока, рабочих характеристик насоса и динамики освоения ресурса системы существенно расширяют регулировочные потенциалы технологий нефтедобычи в режиме реального времени. Уровень сложности модельных решений с минимальным количеством настраиваемых параметров позволяет сопровождать и эксплуатировать системные решения по месту в рамках информационных ресурсов самого предприятия.

Вычислительные схемы анализа работы скважинной системы, разработанные правила и алгоритмы оптимального подбора оборудования реализованы в программной среде «МАТЪАВ 7.0.1». Созданные образы визуально-графического анализа могут быть использованы в учебном процессе, как лабораторный базис по курсу «Автоматизация технологических процессов».

1 ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В УСЛОВИЯХ ДЕЙСТВИЯ ОСЛОЖНЯЮЩИХ ФАКТОРОВ

1.1Механизированный способ добычи нефти погружными электроцентробежными насосами

В течение последних десятилетий во всем мире наблюдается постоянный рост количества скважин, которые эксплуатируются посредством ЭЦН. Это объясняется совершенствованием техники и технологии добычи нефти этим способом, возможностями автоматизации и регулирования работы нефтяных скважин [29]. Помимо известных преимуществ ЭЦН, таких как достаточно высокий КПД в области средних и высоких подач по сравнению с другими установками для механизированной добычи, совершенствование и создание ступеней насоса, газосепараторов и диспергаторов новых конструкций, позволяющих использовать установки при высоких газосодержаниях на входе в насос, совершенствование материалов погружного электродвигателя, эти установки меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины по сравнению с СШНУ [72].

Установка погружного центробежного насоса включает в себя наземное и погружное оборудование. К наземному оборудованию относится электрооборудование установки (повышающий трансформатор и станция управления) и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией).

В состав погружного оборудования входит электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из собственно центробежного насоса (ЦН), приводимого в действие при помощи погружного электродвигателя (ПЭД), оборудованного гидрозащитой, которая представляет собой систему механических уплотнений и используется для предотвращения поступления жидкости в электродвигатель и устранения опасности короткого замыкания. Также в состав электронасоса входят обратный и сливной клапаны и газосепаратор (ГС) [28].

В системах ЭЦН электродвигатель располагается внизу компоновки, а насос сверху [13,14]. В нижней части насоса располагаются фильтрующая сетка и, при необходимости, газосепаратор, предназначенный для уменьшения объемного содержания свободного газа на первых ступенях насоса. Электрический кабель крепится к наружной поверхности НКТ, и компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости.

Отличительной особенностью погружного центробежного насоса является то, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов [16]. Пакеты ступеней, представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов, вставляется в корпус секции насоса. Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 400 до 1300 ступеней.

Габариты ПЭД определяются рядом причин, в том числе габаритами скважины и необходимой для достаточного охлаждения величиной кольцевого зазора между электродвигателем и обсадной колонной. Электродвигатели имеют диаметры корпусов 103, 117, 123, 130, 138 мм [13,14]. Поскольку диаметр электродвигателя ограничен, при больших мощностях двигатель имеет большую длину, а в некоторых случаях выполняется секционным.

В последние годы всё большая часть фонда добывающих скважин оснащается преобразователями частоты (ПЧ), включенными в состав станции управления ЭЦН, которые расширяют возможности оперативного управления установкой [43]. Это позволяет, с одной стороны, управлять производительностью насоса, путем изменения частоты питающего напряжения, нивелируя факторы неопределенности параметров скважинной системы при подборе типоразмера оборудования, и, с другой стороны, управлять величиной максимального электромагнитного

момента двигателя (косвенно, путем управления величиной напряжения), снижая риск заклинивания [49,69,70]. Также становятся возможными более эффективные алгоритмы пуска установки, особенно в режиме расклинивания.

Под подбором ЭЦН к нефтяным скважинам понимается определение типоразмера установки, обеспечивающего заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких