Скважина № 12544, куст 81, пласт БВ 10 , Самотлорское месторождение. Данные к расчету приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Исходные данные к расчету

Показатели	Числовые значения
Глубина скважины Н, м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D, м
Внутренний диаметр НКТ d, м
Давление насыщения Р нас, МПа
Давление на устье Р уст, МПа
Пластовое давление Р пл, МПа
Дебит продукции Q, м 3 /сут
Плотность воды с в, кг/м 3
Плотность нефти с н, кг/м 3
Плотность газа с г, кг/м 3
Обводненность n в, д. ед.
Коэффициент продуктивности К, м 3 /сут МПа
Газовый фактор Г, м 3 /м 3
Объемный коэффициент нефти в н, д.ед.

1. Определяем давление забойное по уравнению притока к скважине Рзаб, МПа

Р заб =Р пл -(Q/К) (3.1)

Где Р пл - пластовое давление, МПа;

Q - дебит скважины, м 3 /сут.;

К - коэффициент продуктивности, м 3 /сут МПа.

Р заб =16-(200/167)=15МПа

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса исходя из условия Роп.пр, МПа

Р оп.пр = 2,5-3 МПа при n = 50%

Р оп.пр = 3-4 МПа при n < 50%

Р оп.пр = 2,7 МПа при n > 50%

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважин ссм, кг/м3

с см =с в ·n в +с н (1-n в) (3.2)

гдес в - плотность воды кг/м 3 ;

n - обводненность нефти;

с н - плотность нефти кг/м 3 .

с см =1004·0,96+856(1-0,96)=998кг/м 3

4. Определяем динамический уровень Ндин, м

Н дин =Р заб /с см ·g (3.3)

гдеР заб - давление на забое скважины, МПа;

Н дин = 15·10 6 /998·9,81=1328м

5. Определяем глубину спуска насоса Lн, м

L н =Н дин +400 (3.4)

Где Н дин - динамический уровень, м

Для обеспечения условий откачки необходимо заглубить насос под динамический уровень 500м

L н =1328+400=1728м

6. Определяем работу газа при подъеме жидкости в НКТ НГ, м

Н Г =0,1575·d вн ·Г·(1·)-(1-n в) (3.5)

где d вн - внутренний диаметр НКТ, м;

Г - газовый фактор, м 3 /м 3 ;

Р у - устьевое давление, МПа;

Р нас - давление насыщения, МПа;

n в - обводненность нефти

Н Г =0,1575·0,73·78(1·)-(1-0,96)=4,64м

7. Определяем требуемое давление насоса Ртн, МПа

Р тн = L н ·с см ·g·10 -6 +Р у +Р тр -Н Г ·с см ·g·10 -6 -Р оп.пр (3.6)

где L н - глубина спуска насоса, м;

с см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

g - ускорение свободного падения, м/с 2 ;

Р у - устьевое давление, МПа;

Р тр - потери давления на трение, МПа;

Н Г - работа газа при подъеме жидкости в НКТ, м.

Среднее значение потерь давления на трение при подъеме жидкости равно Р тр =0,5МПа.

Р тн =1608,45·1002,4·9,81·10 -6 +1,1+0,5-0,172·1002,4·9,81·10 -6 -2,7=

8. Определяем требуемый напор насоса Нтн, м

Н тн =(Р тн ·10 6)/(с в ·g) (3.7)

где Р тн - требуемое давление насоса, МПа;

с в - плотность воды кг/м 3 ;

g - ускорение свободного падения, м/с 2 .

Н тн =(9,8·10 6)/(1004·9,81)=1614,34м

9. По таблицам производим подбор насоса исходя из Н ном > Н;

Q ном =Q тн;

10. Выбираем комплектующее оборудование УЭЦН

УЭЦНД5А-200-1800 - установка

ЭЦНД5А-200-1800 - насос

ПЭД-100-117 - двигатель

2ПБ92 - гидрозащита

КТПНКС - трансформатор

КТПНКС - станция управления

11. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки Nр, кВт

N р =(Q·Н тр ·с см ·g·10 -3)/86400·з н (3.8)

где Q тн - дебит скважины, м 3 /сут;

Н тр - требуемый напор насоса, м;

с см - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

g - плотность нефтяной эмульсии скважин, кг/м 3 ;

з н - КПД насоса.

N р =(200·1614,34·998·9,81·10 -3)/86400·0,6=123кВт

12. Определяем необходимую длину кабеля Lкаб, м

L каб =L н +l (3.9)

где L н - глубина спуска насоса, м.

l - расстояние от устья скважины до СУ, м

Расстояние от устья скважины до станции управления равно l=50-100м.

L каб =1728+100=1828м

Вывод: выбрана установка УЭЦНД5А-200-1800 с электроцентробежным насосом двухопорного исполнения с подачей Q=200м 3 /сут и напором Н=1800м.

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное место занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в зависимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упрощениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы “пласт- скважина- насосная установка”.

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие положения:

• 1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводненности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.
• 2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допущениях выглядит следующим образом:

• 1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосодержание пластового флюида.
• 2. По законам разгазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке “забой скважины - прием насоса” определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически тоже самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п.3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (например - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п.1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируемого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на возможный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

• 3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно- компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса.
• 4. По планируемому дебиту и потребному напору выбираются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их “водяных” рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.
• 5. По новой “нефтяной” характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характеристикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токонесущий кабель и наземное оборудование (трансформатор и станция управления).
• 6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета температур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предельно допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристиками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

• 7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам подачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для расчета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жидкость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зависимостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безостановочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.
• 8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необходимости проверяется на возможность работы на пластовой жидкости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионостойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.
• 2. Алгоритм “ручного” подбора УЭЦН к скважине.

При подборе установок ЭЦН к нефтяным скважинам, осуществляемом с помощью "ручного" счета (калькулятор, программы в оболочке EXСEL, ACCESS), необходимо для сокращения времени ввода данных и времени расчета использовать некоторые дополнительные допущения и упрощения в методике подбора.

Основными среди этих допущений являются:

• 1) Равномерное распределение мелких пузырьков газа в жидкой фазе при давлениях, меньших давления насыщения.
• 2) Равномерное распределение нефтяной и водяной составляющих в столбе откачиваемой жидкости на участке "забой скважины - прием насоса" при любых величинах дебитов скважины.
• 3) Пренебрежение "скольжением" нефти в воде при движении жидкости по обсадной колонне и колонне НКТ.
• 4) Тождество величин давлений насыщения в статических и динамических режимах.
• 5) Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим.
• 6) Температура погружного электродвигателя считается не превышающей нормальную рабочую температуру, если скорость движения охлаждающей жидкости вдоль стенок ПЭД не менее рекомендуемой в технических условиях на ПЭД или в Руководстве по эксплуатации установок ЭЦН.
• 7) Потери напора (давления) при движении жидкости от забоя скважины до приема насоса и от зоны нагнетания насоса до устья скважины пренебрежимо малы по сравнению с напором насоса.

Для проведения подбора УЭЦН необходимы следующие исходные данные:

1. Плотности, кг/куб.м:

сепарированной нефти;

газа в нормальных условиях;

2. Вязкости, м2 / с:

• 3. Планируемый дебит скважины, куб.м/сутки.
• 4. Обводненность продукции пласта, доли единицы.
• 5. Газовый фактор, куб.м/куб.м.
• 6. Объемный коэффициент нефти, ед.
• 7. Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м.
• 8. Пластовое давление и давление насыщения, МПа.
• 9. Пластовая температура и температурый градиент, С, С/м.
• 10. Коэффициент продуктивности, куб.м/ МПа*сутки.
• 11. Буферное давление, МПа.
• 12. Геометрические размеры обсадной колонны (наружный диаметр и толщина стенки), колонны НКТ (наружный диамет и толщина стенки), насоса и погружного двигателя (наружный диаметр), мм.

Подбор установки ЭЦН ведется в следующей последовательности:

1. Определяем плотность смеси на участке "забой скважины - прием насоса" с учетом упрощений:

где н - плотность сепарированной нефти, кг/куб.м

в - плотность пластовой воды,

г - плотность газа в стандартных условиях;

Г- текущее объемное газосодержание;

b- обводненность пластовой жидкости.

2. Определяем забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:

Рзаб = Рпл - Q / Kпрод

где Рпл - пластовое давление;

Q -заданный дебит скважины;

Kпрод - коэффициент продуктивности скважины.

3. Определяем глубину расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:

Ндин = Lскв - Pзаб / см g

4. Определяем давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона (например- Г=0,15):

Рпр = (1 - Г) Рнас

(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости m = 1,0).

где: Рнас - давление насыщения.

5. Определяем глубину подвески насоса:

L = Ндин + Pпр / см g

6. Определяем температуру пластовой жидкости на приеме насоса:

T = Tпл - (Lскв - L) * Gт;

где Tпл - пластовая температура;

Gт - температурный градиент.

7. Определяем объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос:

где: В -объемный коэффициент нефти при давлении насыщения;

b - объемная обводненность продукции;

Pпр - давление на входе в насос;

Pнас - давление насыщения.

8. Вычисляем дебит жидкости на входе в насос:

9. Определяем объемное количество свободного газа на входе в насос:

Gпр = G [ 1- (Pпр / ...

где F = 0,785 (D2 - d2) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.

Таблица 2.1 Исходные данные

	Наименование величины	Размерность	Значение величины	Примечание
	Плотности воды
	Плотность нефти
	Плотность газа
	Коэффициент кинематической вязкости нефти
	Коэффициент кинематической вязкости воды
	Планируемый дебит скважины	куб.м/сутки
	Обводненность продукции пласта
	Газовый фактор	куб.м/куб.м
	Объемный коэффициент нефти
	Глубина расположения пласта (отверстий перфорации)
	Пластовое давление
	Давление насыщения
	Пластовая температура
	Температурый градиент
	Коэффициент продуктивности
	Буферное давление
	Наружный диаметр обсадной колонны
	Толщина стенки обсадной колонны

Таблица 2.2 Расчеты

	Определяемая величина	Расчетная формула	Численные значения	Результат
	Плотность смеси на участке «забой-прием насоса», кг/куб.м	см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г	(1-0.15) + 1.05*0.15
	Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, МПа	Рзаб = Рпл - Q / Kпрод
	Глубина расположения динамического уровня, м	Ндин = Lскв - - Pзаб / см g	1890 - 10,9*106/ 826,4*9,81
	Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа	Р пр = (1 - Г) Рнас
	Глубина подвески насоса, м	L = Ндин + Pпр / см g	545,5 + 7,05*106 / 826,4*9,81
	Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С	T = Tпл - - (Lскв - L) * Gт;	97 - (1890 - 1414,1) * 0,02
	Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос	B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Pпр / Pнас	0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *7,06/8,3]
	Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут
	Объемное количество свободного газа на входе в насос, куб.м	Gпр = G*(1-b)* * ,	62(1-0.7)
		вх = 1 / [((1 + Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]	1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]
	Расход газа на входе в насос	Qг.пр = (1-b)*Qпр вх / (1 -вх)	(1-0,7)* 95,128*0,111 / (1-0,111)
	Приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос,см/с	C = Qг.пр.с / f cкв	3,56/24*60*60* 0,785*(0,1282 - 0,0962)
	Истинное газосодержание на входе в насос	Вх / [ 1 + (Cп / C) вх ]	0,111 /
	Работа газа на участке "забой-прием насоса,МПа	Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 }	8,3 { -1}
	Работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины,МПа	Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4)] - 1 },	8,3 {-1}
	Потребное давление насоса, МПа	Р = g Lдин + Рбуф - - Pг1- Pг2	826,4*9,81*545,5 +1,4*106 - 0,373- - 0,41
	Выбор насосной установки по величине планируемого дебита и потребного давления	По каталогу выбираем установку УЭЦН5- 80-900; QоВ = 86куб.м/ сут
	Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики	KQ = 1 - -4,95 0.85 * QоВ -0.57	1 - 4,95*0,08 0.85 * 86 -0.57
	Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости	K = 1 - - 1.95 0.4 / QоВ 0.27	1 - 1,95*0,08 0.4 / 86 0.27
	Коэффициент сепарации газа на входе в насос	Kc = 1 / ,	где А = 1 / [ 15.4 - -19.2 qпр + (6.8 qпр)2 ]	A=1 / K=[ (1 - 0,06) /(0.85 - - 0,31*1,595)0,018]	A=0,018 K=0,9576
	Напор насоса на воде при оптимальном режиме,м	Н = Р / g К КН	5,04*106 /826,4* *9,81 *0,9576 *0,981
	Необходимое число ступеней насоса, шт
	Выбираем стандартное количество ступеней насоса
	КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы	0.8 К Кq оВ	0,8*0,787*0,92**0,52
	Мощность насоса кВт	N = P196 * Qс /	6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31)
	Мощность погружного двигателя, кВт	NПЭД = N / ПЭД
	Давление при откачки жидкости глушения при освоении скважины,МПа	Ргл = гл g L + Рбуф	1200*9,81*545,5+1,4*106
	Напор насоса при освоении скважины, м	Нгл = Ргл / гл g	7,82*106 /1200* 9,81
	Мощность насоса при освоении скважины, кВт	N гл = P гл Qс /	7,82*106 *95,128 / 24*3600* 0,31
	Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины, кВт	N ПЭД. гл = N гл / ПЭД
	Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса			Температура на приеме ПЭД меньше допусти-мой
	Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости	W = Qс / 0,785 (D2 - - d2)	95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962)	0,195 - что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

SubPUMP оказывает помощь при подборе ЭЦН создавая оптимальный режим работы при текущих условиях работы скважины или анализируя работу существующей системы УЭЦН. Этот анализ обычно проводится инженером по добыче. Конфигурация ствола скважины, анализ флюидов, характеристика притока, вот те параметры, которые используются в качестве основы для проведения анализа работы и подбора подземного оборудования программой SubPUMP.

Под подбором насосных установок к нефтяным скважинам, понимается определение типоразмера или типоразмеров уста­новок, обеспечивающих заданную добычу пластовой жидкости из скважины при оптимальных или близких к оптимальным рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ и пр.). В более широком смысле под подбором понимается определение основных рабочих показателей взаимосвязанной системы «нефтяной пласт - скважина - насосная установка» 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.

Методика подбора УЭЦН к скважинам основывается на знаниях законов фильтрации пластового флюида в пласте и призабойной зоне пласта, на законах движения водогазонефтяной смеси по обсадной колонне скважины и по колонне НКТ, на зависимостях гидродинамики центробежного погружного насоса. Кроме того, часто необходимо знать точные значения температуры как перекачиваемой жидкости, так и элементов насосной установки, поэтому в методике подбора важное ме­сто занимают термодинамические процессы взаимодействия насоса, погружного электродвигателя и токонесущего кабеля с откачиваемым многокомпонентным пластовым флюидом, термодинамические характеристики которого меняются в за­висимости от окружающих условий.

Необходимо отметить, что при любом способе подбора УЭЦН есть необходимость в некоторых допущениях и упро­щениях, позволяющих создавать более или менее адекватные модели работы системы «пласт - скважина - насосная уста­новка».

В общем случае к таким вынужденным допущениям, не ведущим к значительным отклонениям расчетных результатов от реальных промысловых данных, относятся следующие по­ложения:

1. Процесс фильтрации пластовой жидкости в призабойной зоне пласта во время процесса подбора оборудования является стационарным, с постоянными значениями давления, обводнен­ности, газового фактора, коэффициента продуктивности и т.д.

2. Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.

Общая методика подбора УЭЦН при выбранных допуще­ниях выглядит следующим образом:

1. По геофизическим, гидродинамическим и термоди­намическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому (оптимальному или предельному в зависимости от задачи подбора) дебиту скважины определяются забойные величины - давление, температура, обводненность и газосо­держание пластового флюида.

2. По законам раэтазирования (изменения текущего давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимае­мости газа, нефти и воды) потока пластовой жидкости, а также по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по колонне обсадных труб на участке «забой скважины - прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса, или, что практически то же самое - давление на приеме насоса, обеспечивающие нормальную работу насосного агрегата. В качестве одного из критериев определения глубины подвески насоса может быть выбрано давление, при котором свободное газосодержание на приеме насоса не превышает определенную величину. Другим критерием может являться максимально допустимая температура откачиваемой жидкости на приеме насоса.

В случае реального и удовлетворяющего потребителя результата расчета необходимой глубины спуска насоса осуществляется переход к п. 3 настоящей методики.

Если же результат расчета оказывается нереальным (на­пример - глубина спуска насоса оказывается больше глубины самой скважины), расчет повторяется с п. 1 при измененных исходных данных - например - при уменьшении планируе­мого дебита, при увеличенном коэффициенте продуктивности скважины (после планируемой обработки призабойной зоны пласта), при использовании специальных предвключенных устройств (газосепараторов, деэмульгаторов) и т.д.

Расчетная глубина подвески насоса проверяется на воз­можный изгиб насосной установки, на угол отклонения оси скважины от вертикали, на темп набора кривизны, после чего выбирается уточненная глубина подвески.

3. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому де­биту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется по­требный напор насоса.

4. По планируемому дебиту и потребному напору выбира­ются насосные установки, чьи рабочие характеристики лежат в непосредственной близости от расчетных величин дебита и напора. Для выбранных типоразмеров насосных установок проводится пересчет их «водяных» рабочих характеристик на реальные данные пластовой жидкости - вязкость, плотность, газосодержание.

5. По новой «нефтяной» характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам - подаче и напору. По пересчитанным характери­стикам определяется мощность насоса и выбирается приводной электродвигатель, токоведущий кабель и наземное оборудова­ние (трансформатор и станция управления).

6. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродви­гателя определяется температура основных элементов насосной установки - обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля и т.д. После расчета темпера­тур в характерных точках уточняется исполнение кабеля по теплостойкости (строительной длины и удлинителя), а также исполнение ПЭД, его обмоточного провода, изоляции и масла гидрозащиты.

Если расчетная температура оказывается выше, чем предель­но допустимая для применяемых в данном конкретном регионе элементов насосных установок или заказ высокотемпературных дорогих узлов УЭЦН невозможен, расчет необходимо провести для других насосных установок (с измененными характеристи­ками насоса и двигателя, например с более высокими КПД, с большим внешним диаметром двигателя и т.д.).

7. После окончательного подбора УЭЦН по величинам по­дачи, напора, температуры и габаритным размерам проводится проверка возможности использования выбранной установки для освоения нефтяной скважины после бурения или подземного ремонта. При этом, в качестве откачиваемой жидкости для рас­чета принимается тяжелая жидкость глушения или иная жид­кость (пена), используемая на данной скважине. Расчет ведется для измененных плотности и вязкости, а также для других зави­симостей теплоотвода от насоса и погружного электродвигателя к откачиваемой жидкости. Во многих случаях при указанном расчете определяется максимально возможное время безоста­новочной работы погружного агрегата при освоении скважины до достижения критической температуры на обмотках статора погружного двигателя.

8. После окончания подбора УЭЦН, установка при необхо­димости проверяется на возможность работы на пластовой жид­кости, содержащей механические примеси или коррозионно-активные элементы. При невозможности заказа для данной конкретной скважины специального исполнения износо- или коррозионно стойкого насоса определяются необходимые геолого-технические и инженерные мероприятия, позволяющие снизить влияние нежелательных факторов.

Подбор УЭЦН может проводиться как "ручным" способом, так и с применением ЭВМ. На многих нефтяных предприятиях установлены компьютерные программы подбора скважинных насосных установок, использование которых позволяет точно подбирать оптимальные варианты скважинного оборудования по промысловым данным. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном под­боре.

Backup_of_str-1-1_2.9СТРУКТУРА ГОТОВАЯ1.cdr Backup_of_str-1-1_2.9СТРУКТУРА ГОТОВАЯ.cdr Backup_of__График разработки печать.cdr Backup_of_тек_нефтенас_3_34.cdr _График разработки печать.cdr ОТБОРЫ5 готов отл.cdr ПЛ ДГОТОВ.cdr профиль.cdr Тек.Н.Трис..cdr УЭЦН.bak Эф.н.т.Ю1-1.cdr Thumbs.db Насосик_ЭЦН.frw СПЕЦ1.cdw СПЕЦ2.cdw СПЕЦ3.cdw

Расчет ЭЦН.doc

3.Техническая часть

3.1. Оборудование для эксплуатации нефтяных скважин погружными бесштанговыми насосами.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачкики из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения: обычные и корозионностойкие. Пример условного обозначения установки при заказе: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ВКО2 ТУ - 26 - 06 - 1486 - 87, при переписке и в технической документации указывается: УЭЦНМ5 - 125 - 1200 ТУ26 - 06 - 1486 - 87, где: У - установка, Э - привод от погружного двигателя, Н - насос, М- модульный, 5 - группа насоса, 125 - подача м3/сут, 1200 - напор, ВК - вариант комплектации, 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ.

Для установок (УЭЦНМ и У) коррозийно-стойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К».

Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК состоят из погружного агрегата, кабеля, в сборе наземного электрооборудования - трансформаторной комплексной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС).

Насосный агрегат состоящий из погружного центробежного насоса и двигателя (Электронагреватель с гидрозащитой) спускается в скважину на колонне НКТ.

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ.

Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите. Насосу и НКТ металлическими поясами.

Комплексная трансформационная подстанция преобразует напряжение на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата, установки и её защиту при аномальных режимах.

Насос-погружной, центробежный, модульный. Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения ротора насоса под воздействием столба жидкости в НКТ при остановках и облегчения тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль-головку насоса, а спускной в корпус обратного клапана. Спускной клапан служит для слива жидкости из полости НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Для очистки пластовой жидкости, содержащей свыше 25-35% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля к насосу подключают насосный модуль-газосепоратор.

Двигатель асинхронный, погружной, трехфазный, короткозамкнутый, двухполюсной, маслонаполненный.

При этом, установки должны комплектоваться устройством комплектным ШГС 5805-49ТЗУ.

Соединение кабеля в сборе с электродвигателем осуществляется при помощи муфты кабельного ввода. Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны НКТ с насосным агрегатом и кабелем в сборе на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в выкидной трубопровод. Погружной центробежный модульный насос-многоступенчатый, вертикального исполнения. Насос выпускают в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозийностойком ЭЦНМК. Насос состоит из входного модуля, модуля секции, модуля головки, обратного и спускного клапанов.

Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектованный погружного агрегата. Двигателем необходимой мощности. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у стенки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединять насосный модуль-газосепоратор. Газосепоратор устанавливается между входным модулем и модулем секцией. Соединение модулей между собой, модуля-секции и входного модуля с двигателем-фланцовое. Соеденения уплотняются резиновыми кольцами. Соединения валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепоратора, модуля-секции и входного модуля между собой также через шлицевые муфты.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, у коррозийностойких - из модифицированного 4Н16Д72ХШ.

Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготавливать из радиоуполномодифицированного полиамида. Модуль головки состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-копрессорной трубки) с другой стороны фланец для подсоединения к модулю-секций двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля головки болтом с чайной и пружиной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля головки с модулем-секцией.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступней рабочих колес и направляющих аппаратов, верхнего подшибника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец.

Число ступней в модуль-секциях указано в таблице.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного-агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

ПРУЖИННЫЕ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ (ПЭД)

Погружные двигатели состоят из эл.двигателя и гидрозащиты. Двигатели трехфазные, асинхронные, короткозамкнутые, двухполюсные, погружные, унифицированной серии Пэд в нормальном и коррозийностойком исполнении, климатического исполнения В, категории 45, работают от сети переменного тока частотой 50Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и воды в любых пропорциях с температурой 110С).

ГИДРОЗАЩИТА ПОГРУЖНЫХ ЭЛ.ДВИГАТЕЛЕЙ.

Гидрозащита предназначена для предотвращения пластовой жидкости во внутреннюю полость эл.двигателя, компенсации изменений объема масла во внутренней полости от температуры эл.двигателя и передачи крутящего момента от вала эл.двигателя и к валу насоса. Разработано 2 варианта конструкций гидрозащиты для двигателей унифицированной серии; открытого типа - П

92, ПК92, П114, ПК114, и закрытого типа - П92Д, ПК92Д, (с диофрагмой)П11Д, ПК114Д;

УСТРОЙСТВА КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ ШГС5805.

Устройства предназначены для управления и защиты погружных электронасосов добычи нефти с двигателем серии ПЭД (в том числе со встроенной теромаманометрической системой) по ГОСТ18058 - 80 мощностью 14-100кВт и напряжением до 2300В переменного тока.

КАБЕЛЬ

Для подвода эл.энергии к двигателю установки применяется кабельная линия, состоящая из основного кабеля и сращенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающий герметичное присоединение кабельной линии к эл.двигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК; КТЭБК; КТфСБК; или плоские марок КПБП; КТЭБ; КФСБ;

В качестве удлинителя плоские кабели марок КПБП и КФСБ.

Муфта кабельного ввода круглого типа: Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды до + 90С.
Рабочие характеристики ЭЦН обычного исполнения
Таблица № 18

Типоразмер установки	Подача: м3/сут	Напор: м
УЭЦН5 - 40-1400	25-70	1425-1015
УЭЦН5-40-1750	25-70	1850-1340
УЭЦН5-80-1200	60-115	1285-715
УЭЦН5-80-1800	60-115	1905-1030
УЭЦН5-130-1200	100-155	1330-870
УЭЦН5-130-1700	100-155	1940-1300
УЭЦН5-200-800	145-250	960-545
УЭЦН5-200-1350	145-250	1480-850
УЭЦН5А-160-1400	125-505	1560-1040
УЭЦН5А-160-1750	125-505	1915-1290
УЭЦН5А-250-1000	190-330	1160-610
УЭЦН5А-250-1750	195-330	1880-1200
УЭЦН5А-360-850	290-430	950-680
УЭЦН5А-360-1400	290-430	1610-115
УЭЦН5А-500-800	420-580	850-700
УЭЦН5А-500-1000	420-580	1160-895
УЭЦН6-250-1050	200-330	1100-820
УЭЦН6-250-1400	200-300	1590-1040
УЭЦН6-350-1100	280-440	1280-700
УЭЦН6-500-750	350-680	915-455
УЭЦН6-500-1000	350-680	1350-600
УЭЦН6-700-800	550-900	870-550

Рабочие характеристики ЭЦН модульного исполнения

Таблица № 19

Типоразмер установки	Подача: м3/сут	Напор: м
УЭЦНМ-50-1550	25-70	1610-1155
УЭЦНМ-80-1050	60-115	1290-675
УЭЦНМ-80-1550	60-115	1640-855
УЭЦНМ-80-2000	60-115	2035-1060
УЭЦНМ5-125-1200	105-165	1305-525
УЭЦНМ5-125-1500	105-165	1650-660
УЭЦНМ5 - 200-800	150-265	970-455
УЭЦНМ5-200-1100	150-265	1320-625
УЭЦНМ5А-160-1050	125-205	1210-715
УЭЦНМ5А-250-1300	125-340	1475-775
УЭЦНМ5А-250-1400	125-340	1575-825
УЭЦНМ5А-400-950	300-440	1180-826
УЭЦНМ5А-400-1200	300-440	1450-1015
УЭЦНМ5А-500-800	430-570	845-765
УЭЦНМ5А-500-1000	430-570	1035-935
УЭЦНМ6-250-1250	200-340	1335-810
УЭЦНМ6-320-1400	280-440	1505-775
УЭЦНМ6-500-1050	380-650	1215-560
УЭЦНМ6-500-1400	380-650	1625-800

3.2 Рабочая характеристика электропогружного насоса (ЭЦН).

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей Н(Q) (напор, подача); n (Q)

(к.п.Д. подача); N (Q) (потребляемая мощность, подача).

Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или несколько большем интервале.

Всякий центробежный насос, в том числе и УЭЦН может работать закрытой выкидной задвижке (т. А: Q = 0). Н=Н мах из без противодавления на выкиде (т.ВQ=Q max: Н=0).

Поскольку полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор, то для этих 2-х крайних режимах полезная работа будет равна 0, а следовательно и к.п.д. = 0.

При определенном соотношении Q и H, минимальными внутренними потерями, к.п.д. достигает максимального значения равного примерно 0,5-0,6.

Обычно насосы с малой подачей и малый диаметром рабочих колес, а также с большим числом ступней имеют пониженный к.п.д. Подача н напор соответствующие максимальному к.п.д., называется оптимальным режимом работы насоса. Зависимость n (Q) около своего максимума уменьшается плавно, поэтому допустимо работа УЭЦН при режимах, отклоняющихся в ту или иную сторону от оптимального. Пределы этих отклонений зависят от конкретной характеристики УЭЦН и должны соответствовать снижению к.п.д. на 3-5%. Это обуславливает целую область возможных режимов, которая называется рекомендованной областью.

Подбор насоса к скважине сводится к выбору такого типоразмера к УЭЦН, чтобы он работал в условиях оптимального режима или рекомендованного при откачке заданного дебита с данной глубины. Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на наминальные расходы от 40 (ЭЦН 5-40-950) до 500м3/сут (ЭЦН 6-50-750) и напора от 450м (ЭЦН6-500-450) до 1500м (ЭЦН6-100-1500). Кроме того имеются насосы специального назначения, например для закачки воды в пласты. Эти насосы имеют подачу до 3000 м3/сут и напор до 1200м. Напор который может преодолеть насос прямопропорционален числу ступней, зависит от размера рабочего колеса т.е. от радиальных габоритов насоса.

При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью при работе на воде - 3,86 м, при колебаниях от 3,69 до 4,2 м.

При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 м до 6,84 м.
3.3 Технические условия по эксплуатации УЭЦН в модульном исполнении

1. 
   Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1400кг/м3
2. 
   Кинематическая вязкость - 1мм2/сек
3. 
   Водородный показатель РН - 6,0 - 8,5
4. 
   Максимальное массовое количество (концентрация) твердых частиц - 0,01% (0,1г/л)
5. 
   Обводненность откачивания жидкости не более 99%.
6. 
   Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса с газосепаратором - 25% - 50%.
7. 
   Содержание сероводорода H2S - 0.01 г/л.
8. 
   Температура откачиваемой жидкости не более 90С.
9. 
   Для антикоррозийного исполнения УЭЦНМ содержание сероводорода H2S - 125 г/л.
10. 
    Гарантийная наработка УЭЦН до ремонта - 830 сут. Срок до списания - 5,5 лет.

Таблица № 20

Установка	Насос	Модуль насосного газосепаратора	Двигатель
УЭЦНМ5-50-1300	ЭЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1300	ЭЦНМ5-50-1300	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-50-1550	ЭЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1550	ЭЦНМ5-50-1550	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-50-1700	ЭЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-50-1700	ЭЦНМ5-50-1700	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-80-1200	ЭЦНМ5-80-1200	1МНГ - 5	ПЭД4К32-103В5
УЭЦНМ5-80-1550	ЭЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЭД432-103В5
УЭЦНМ5-80-1550	ЭЦНМ5-80-1550	1МНГ - 5	ПЭД4К32103В5
УЭЦНМ5-80-1800	ЭЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-80-1800	ЭЦНМ5-80-1800	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1200	ЭЦНМ5125-1200	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-125-1200	ЭЦНМ5-125-1200	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1300	ЭЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5-125-1300	ЭЦНМ5-125-1300	1МНГ - 5	ПЭД4К45-103В5
УЭЦНМ5-125-1800	ЭЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЭД4С63-103В5
УЭЦНМ5-125-1800	ЭЦНМ5-125-1800	1МНГ - 5	ПЭД4СК63-103В5
УЭЦНМ5-200-1400	ЭЦНМ5-200-1400	1МНГ - 5	ПЭД4С90-103В5
УЭЦНМ5-200-800	ЭЦНМ5-200-800	1МНГ - 5	ПЭД445-103В5
УЭЦНМ5А-160-1450	ЭЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЭД4С63-103В5
УЭЦНМ5А-160-1450	ЭЦНМК5А-160-1450	1МНГ - 5А	ПЭД4СК63-103В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД4С90-117В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД4СК90-117В5
УЭЦНМ5А-160-1750	ЭЦНМК5А-160-1750	1МНГ - 5А	ПЭД463-117В5
УЭЦНМ5А-250-1000	ЭЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЭД4К63-117В5
УЭЦНМ5А-250-1000	ЭЦНМК5А-250-1000	1МНГ - 5А	ПЭДУС90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1400	ЭЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1400	ЭЦНМК5А-250-1400	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1700	ЭЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1700	ЭЦНМК5А-250-1700	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1800	ЭЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-250-1800	ЭЦНМК5А-250-1800	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-400-950	ЭЦНМК5А-400-950	1МНГ - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А-400-950	ЭЦНМК5А-400-950	1МНГК - 5А	ПЭДУСК90-117В5
УЭЦНМ5А400-1250	ЭЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-400-1250	ЭЦНМК5А-400-1250	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-500-800	ЭЦНМК5А-500-800	1МНГ - 5А	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-500-800	ЭЦНМК5А-500-800	1МНГК - 5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ5А -500-1000	ЭЦНМ5А - 500-1000	МНГ-5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМК5А -500-1000	ЭЦНМК5А - 500-1000	МНГК-5А	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ6-250-1050	ЭЦНМ6-250-1050	МНГ -6	ПЭДУ90 -123В5
УЭЦНМК6-250-1050	ЭЦНМ6-250-1050	МНГК-6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-250-1400	ЭЦНМ6-250-1400	1МНГ - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-250-1400	ЭЦНМ6-250-1400	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-250-1600	ЭЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-250-1600	ЭЦНМ6-250-1600	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-320-1100	ЭЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-320-1100	ЭЦНМ6-320-1100	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-500-750	ЭЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМК6-500-750	ЭЦНМ6-500-750	1МНГК - 6	ПЭДУК90-123В5
УЭЦНМ6-500-1050	ЭЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМК6-500-1050	ЭЦНМ6-500-1050	1МНГК - 6	ПЭДУСК125-117В5
УЭЦНМ6-800-1000	ЭЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЭДУС180*-130В5
УЭЦНМК6-800-1000	ЭЦНМ6-800-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК180-130В5
УЭЦНМ6-1000-900	ЭЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЭДУС250-130В5
УЭЦНМК6-1000-900	ЭЦНМ6-1000-900	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ6-1000-1000	ЭЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМК6-1000-1000	ЭЦНМ6-1000-1000	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ6-1250-800	ЭЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМК61250-800	ЭЦНМ6-1250-800	1МНГК - 6	ПЭДУСК250-130В5
УЭЦНМ61250-900	ЭЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЭДУС360-130В5
УЭЦНМК6-1250-900	ЭЦНМ6-1250-900	1МНГК - 6	ПЭДУСК360-130В5

^

3.6 Методика подбора ЭЦН к скважине

Настоящая методика предназначена для проведения оперативных расчетов технологических параметров скважин, оборудованных ЭЦН, точность промежуточных и конечных расчетных величин находятся в пределах допустимых значений для промысловых условий.

В методике используется математические зависимости для параметров водонефтегазовых смесей, полученные отечественными и зарубежными исследованиями. Конечная цель в данной методике - определение точки пересечения рабочих характеристик выбираемого насоса с условной характеристикой скважины, т.е. нахождения условия совместной работы скважины и насоса.

В методике производится учет влияния вязкости водонефтяной смеси на паспортные (на воде) характеристики. Методика представлена в виде алгоритма, т.е. в ней дается последовательность расчетных операций для получения основных технологических параметров скважины насоса.

1. 
   Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины

до = 1-Lд/Нс

Lд - удлинение ствола скважины в м.

Нс - глубина скважины по вертикали, длина ствола для не кривленной скважины, м.

1. 
   Плотность нефти в затрубном пространстве

н.з.= н пов + 1,03 х  н. Пл./ 2,085; кг/м3

Данная формула по результатам промысловых исследований в основном для условия Рпр  Рнас. Может быть использован для условия Рпр< Рнас в пределах не более 10% по объему. При  = 0. Рпр = Рнас.

Рпр - давление на приеме насоса, Мпа

Рнас - давление насыщения, Мпа

пргазосодержания на приеме насоса % объем.

3.Плотность водонефтяной смеси кг/м3

см = н. пл. (1-n/100) +в х n/100

н.пл. - плотность пластовой нефти, кг/м

в - плотность добываемой воды, кг/м3

N - обводненность добываемой нефти, %

1. 
   Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса.

(Ксм >1),

Где Впл – обьемный коэффициент пластовой нефти (Впл > 1)
5.Вязкость водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса (при n = 60%)

,

Где Мн. пл – вязкость пластовой нефти, МПа х с

Если Мсм < 5 МПа х с или n > 60%, то поправочные коэффициенты Кд = 1; Кн = 0,99;

6.Поправочный коэффициент на подачу насоса (коэффициент уменьшения подачи)

Кд = 1 - 0,0162(см - 5) 0,544

1. 
   Поправочный коэффициент на напор (коэффициент уменьшения напора).

Кн = 0,99 - 0,0128 (см - 5) 0,5653

1. 
   Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШГН) перед переводом её на оптимальный режим: м

Нст = (Нп.н - Нд) х ,
Нпн - глубина подвески насоса: м

Нд - динамический уровень: м

Рпл - пластовое давление: Мпа

Рзатр - затрубное давление: Мпа

Р буф - давление на буфере: Мпа

Примечание: Для скважин, переводимых на ЭЦН с фонтанного способа, после кап. ремонта и сразу после бурения в формуле 8 принимается Нп. н = Нс.; Нд = 0

1. 
   Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору м 6 /сут 2

, где

S1, S3 - численные значения коэффициентов определяющих уравнение рабочей части, характеристики, предварительно выбранного типоразмера насоса.

S1 – [м], S3 –[сут.кв/м.куб]

1. 
   Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси поступающей к приему насоса; сут/м2 Мпа.

1. 
   Коэффициент, приближающий условную характеристику скважин к рабочей области насоса на подаче м3/сут

В = (S2 - Кпр) х Кд/ 2,2 х Ксм х S3;
S 2 - численный коэффициент рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса (сут/м2)

1. 
   Проектный оптимальный отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях м3/сут qж = В + А + В 2 ;

Примечание: формула п.12 получена из условия совместного решения уровнения притока жидкости к забою скважины и уравнения рабочей области характеристики погружного центробежного насоса:

Подставляя уравнение (б) выражение для g ж из (а) и производя некоторые преодбразования, получим выражение для g ж (п.12)

1. 
   Проектное забойное давление в скважине Мпа

Рзаб = Рпл – qж/ Кпр;

1. 
   Динамический уровень при освоение скважины на жидкости в глушения; м

,

Где рж.гл – это плотность жидкости глушения, кг/м3

1. 
   Глубина подвески насоса: м

,
Рнас - давление насыщения, МПА

1. 
   Проектный рабочий динамический уровень в скважине при установившемся режиме работ; м

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА.

10. Рпл - пластовое давление, Мпа

11. Рзатр - затрубное давление, Мпа

12. Рбуф - буферное давление, Мпа

1. 
   Кпр - коэффициент продуктивности м3/сут Мпа

14. ж.гл плотность жидкости глушения; кг/м3

Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739
Исходные данные для расчета:

1. 
   Дебит скважины Q ж = 130 м 3 /сут
2. 
   Обводненность n = 87%.
3. 
   Глубина скважины Н с = 2808м.
4. 
   Глубина подвески насоса Н п.н. = 1710м.
5. 
   Динамический уровень Н д = 610 м.
6. 
   
7. 
   Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,8 МПа.
8. 
   
9. 
   
10. 
    
11. 
    Плотность добываемой воды  в = 1170кг/м3
12. 
    
13. 
    Пластовое давление Р пл = 25,6 МПа
14. 
    L уд ствола = 27,2 м.
15. 
    Плотность жидкости глушения  жгл = 1170 кг/м 3
16. 
    Коэффициент продуктивности К пр = 1,62 м 3 /сут МПа
17. 
    

Проектируемый оптимальный отбор 130м 3 /сут


K д =1; K н =0,99.

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096

А=

9.
10.
11.
12.
13.

Принимаем Н пн = 1650м

15. Q см = Q жопт * К см = 120,1 * 1,014 = 121,8 м. 3 /сут

1. 
   

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 136,9 м. 3 /сут допустим и насос будет работать в оптимальных условиях.

^ Расчет подбора УЭЦН по скважине 235
Исходные данные для расчета:

Скважина эксплуатируется установкой ЭЦН 5-80-1550

Проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут

1. 
   Дебит скважины Q ж = 90 м 3 /сут
2. 
   Обводненность n = 91%.
3. 
   Глубина скважины Н с = 2803м.
4. 
   Глубина подвески насоса Н п.н. = 1560м.
5. 
   Динамический уровень Н д = 780 м.
6. 
   Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д эк = 0,130м.
7. 
   Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,9 МПа.
8. 
   Плотность нефти в поверхностных условиях  н.пов = 840 кг/м 3
9. 
   Плотность нефти в пластовых условиях  н.пл = 830 кг/м 3
10. 
    Обьемный коэффициент  = 1,108
11. 
    Плотность добываемой воды  в = 1160кг/м3
12. 
    Давление насыщения Р нас = 6,23МПа.
13. 
    Пластовое давление Р пл = 24,5 МПа
14. 
    L уд ствола = 5,6 м.
15. 
    Плотность жидкости глушения  жгл = 1200 кг/м 3
16. 
    Коэффициент продуктивности К пр = 1,12 м 3 /сут МПа
17. 
    Вязкость нефти в пластовых условиях  н = 1,83 МПа*с

K д =1; K н =0,99.

7. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-130-1400

S1=653.92; S2=18,72; S3=0,1

А=

9.
10.
11.
12.
13.

Принимаем Н пн = 1300м

15. Q см = Q жопт * К см = 94,9*1,0097 = 95,8 м. 3 /сут

1. 
   Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет
90-180 м. 3 /сут. Таким образом, проектируемый отбор 111,4 м. 3 /сут

Расчет подбора УЭЦН по скважине 3351

Скважина эксплуатируется насосами УЭЦН 5-125-1300

Исходные данные для расчета:

1. 
   Дебит скважины Qж = 97 м3/сут
2. 
   Обводненность n = 50%.
3. 
   Глубина скважины Нс = 2798м.
4. 
   Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.
5. 
   Динамический уровень Нд = 1260 м.
6. 
   Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
7. 
   Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.
8. 
   Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3
9. 
   Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3
10. 
    Обьемный коэффициент вн = 1,108
11. 
    Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3
12. 
    Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.
13. 
    Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа
14. 
    Lуд ствола = 12,1 м.
15. 
    Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3
16. 
    Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа
17. 
    Вязкость нефти в пластовых условиях Мн = 1,83 Мпа х с

РАСЧЕТ
Проектируемый отбор 120м3/сут

9. Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

S1=642.37; S2=17,43; S3=0,096

10.
11.
12.
13
14.
15.

Принимаем Нпн = 1850м
16

17. Q см = Qжопт х Ксм = 127 х 1,054 = 134 м.куб/сут

1. 
   Эквивалентное количество воды

Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713

1. 
   Дебит скважины Q ж = 80 м 3 /сут
2. 
   Обводнённость H = 67%
3. 
   Глубина скважины H с = 2845 м.
4. 
   Глубина подвески насоса H п.н = 1750 м.
5. 
   Динамический уровень H д = 1080 м.
6. 
   Диаметр эксплуатационной колоны Д эк = 0,130 м.
7. 
   Давление в затрубном пространстве P затр = 1,3 Мпа
8. 
   Плотность нефти поверхностных условиях P н пов = 840 кг/м 3
9. 
   Плотность нефти в пластовых условиях P н пл = 830 кг/м 3
10. 
    Объёмный коэффициент В н 1,108.
11. 
    Плотность добываемой воды P в =1170 кг/см 3
12. 
    Давление насыщения P нас =6,23 Мпа
13. 
    Пластовое давление P пл =27,3 Мпа
14. 
    L уд ствола = 0,7 м.
15. 
    Плотность жидкости глушения P ж гл = 1170 кг/м 3
16. 
    Коэффициент продуктивности K пр = 0,27 м 3 /сут МПа
17. 
    Вязкость в нефти в пластовых условиях M н = 1,83 МПа. с

Расчёт:

Проектируемый отбор 130 м 3 /сут

8.

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

10.
11.
12.
13
14.
15.

Принимаем Н пн = 1500м

1. 
   Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут . Таким образом, проектируемый отбор 146,2 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 3351

Расчёт:

Проектируемый отбор 120 м 3 /сут

Предварительно выбираем насос ЭЦН5-125-1400

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

Принимаем Н пн = 1850м

1. 
   Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-125-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-160 м. куб/сут. Таким образом, проектируемый отбор 138,7 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1693

Расчёт:

Проектируемый отбор 120 м 3 /сут

9. Для отбора жидкости предварительно принимаем насос ЭЦН5-125-1400

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

Принимаем Н пн = 1000м

1. 
   Эквивалентное количество воды

Для насоса ЭЦН 5-130-1400 рабочая область по отбору жидкости составляет 90-180 м. куб/сут . Таким образом, проектируемый отбор 135,6 м. куб/сут допустим и насос будет работать в оптимальном режиме.
Технологический режим работы нефтяных скважин пласта Т2 Курманаевского месторождения.

Nскв.Опт	М/р Пласт	Фонд	Способ	Q(жид)м3	Qнеф т/сут	Qводы т/сут
246д	Кур Т2	доб	ЭЦН50	50	3,4	53,4
102д	Док Т2	доб	ЭЦН50	60	32	14,6
106д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	27,6	14,4
235д	КурТ2	доб	ЭЦН80	90	6,8	95
248д	КурТ2	доб	ЭЦН50	50	10,5	43,9
1607д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	27,6	20,5
1608д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	3,4	53,6
1614д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	50	32	13,5
1615д	ДокТТ2	доб	ЭЦН50	50	38,3	7
1616д	ДокТ2	доб	ЭЦН50	40	3,4	50,6
1622д	ДокТ2	доб	ЭЦН20	15	3,2	15,2
1693д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	11,1	79,4
1713д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	22,1	62,7
1716д	КурТ2	доб	ЭЦН50	55	12,9	46,1
1733д	КурТ2	доб	ЭЦН20	25	2,5	25,7
1739д	КурТ2	доб	ЭЦН125	130	14,2	128,9
1741д	КурТ2	доб	ЭЦН50	55	9,7	51
3310д	КурТ2	доб	ЭЦН80	80	1,3	91,8
3351д	КурТ2	доб	ЭЦН80	55	17,6	39,8
19				1118	276

^ Выводы по технической части.

1. 
   Пласт Т 2 находится в завершающей стадии разработки.
2. 
   Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.
3. 
   Физико-химические свойства пласта Т-2 соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.
4. 
   Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по пласту Т-2.
5. 
   Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.
6. 
   УЭЦН в скважинах пласта Т-2 эксплуатируются в оптимальных режимах, однако ряд скважин можно перевести на повышенный отбор жидкости (скв.№№1693, 1713, 3310, 3351),сохраняя оптимальную работу погружного оборудования.
7. 
   Наработки УЭЦН по пласту Т-2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400суток при средних 350 сутках
8. 
   Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т-2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.
9. 
   Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т-2

§ производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров привода (не на всех модификациях частотных приводов);

§ временно повышать мощность электродвигателя насоса, путем повышения напряжения, что снижает рабочий ток и помогает насосу работать в ситуациях, когда содержание механических примесей превышает норму. Данный режим возможен без остановки двигателя путем изменения значения базовой скорости частотного преобразователя (не на всех модификациях частотных приводов).

Согласно результатам испытаний по термодинамике и вибродиагностике работа на частотах ниже промышленной частоты характеризуется меньшими значениями нагрева и вибрации погружного оборудования. Допускается продолжительная работа погружного двигателя в диапазоне частот 35-60 Гц, при условии обеспечения запаса мощности ПЭД (работа насоса с повышенной частотой вращения ротора). При выводе на режим необходимо избегать резкого увеличения частоты, что влечет за собой массированный выброс КВЧ.

Планируя выполнение работы с УЭЦН на разных частотах необходимо учитывать, что при изменении частоты изменяются параметры работы погружного насоса (закон «подобия»), а именно:

§ производительность насоса ЭЦН – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты);

Q=Q50*F/50, м3/сут;

где: Q – расчетная подача, м3/сут;

Q50 – номинальная подача при 50 Гц, м3/сут;

F – расчетная частота, Гц.

§ напор насоса ЭЦН – изменяется в квадратичной зависимости (относительно изменения частоты)

Н=Н50*(F/50)2, м;

где: Н – расчетный напор, м;

Н50 – номинальный напор при 50 Гц, м.

§ потребляемая насосом ЭЦН мощность - изменяется в кубической зависимости (относительно изменения частоты)

N=N50*(F/50)3, кВт;

где: N – расчетная мощность, кВт;

N50 – номинальная мощность при 50 Гц, кВт.

§ мощность двигателя ПЭД – изменяется линейно (прямо пропорционально изменению частоты).

Перед запуском УЭЦН технолог ЦДНГ составляет технологическую программу вывода скважины на режим, где указывает:

§ начальную частоту запуска;

§ параметры набора частоты;

§ максимальную рабочую частоту.

При определении программы вывода на режим с помощью частотного привода необходимо принять во внимание информацию о предшествующей работе данной скважины (причины отказов погружного оборудования, наработки, осложнения).

При определении частоты, с которой необходимо запускать УЭЦН, необходимо учитывать статический уровень жидкости в скважине и определить минимальную рабочую частоту исходя из максимально развиваемого напора установки на данной частоте. При низком значении уровня в скважине запуск на минимальной частоте может не обеспечить подачу ЭЦН продукции на поверхность.

Для УЭЦН, рассчитанных на эксплуатацию при промышленной частоте и близкой к ней (как в большую, так и меньшую сторону) необходимо производить запуск УЭЦН при частоте не выше 40Гц при обязательном соблюдении условия достаточности напорной характеристики ЭЦН. Для «высоконапорных» УЭЦН, предназначенных для длительной эксплуатации на пониженных частотах 35-40 Гц необходимо стремиться производить запуск с 30-35 Гц с последующим разгоном до расчетной частоты.

При запуске УЭЦН необходимо контролировать рабочий ток, который должен быть не выше 80-85% от номинального тока, а в исключительном случае равным номинальному току.

Для подтверждения герметичности НКТ необходимо установить расчетную частоту в зависимости от уровня жидкости в затрубье скважины, учитывая увеличение буферного давления при опрессовке НКТ (1 атм ~ 10 м напора).

После вывода скважины на установившийся режим работы с помощью частотного привода и достижения промышленной частоты (50 Гц.) ведущим технологом ЦДНГ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ принимается решение о дальнейшем повышении частоты и эксплуатации УЭЦН на повышенной частоте (> 50 Гц.) или работе погружного оборудования от СУ.

При интенсивной откачке на минимальной частоте, снижения динамического уровня до напорной характеристики на данной частоте, необходимо увеличение частоты с расчетом обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Контроль над параметрами УЭЦН для скважин, пласт которых еще не заработал, производится с периодичностью в соответствии с производительностью УЭЦН до момента появления притока из пласта достаточного для охлаждения двигателя.

Вывод на режим с автоматическим плавным изменением частоты (программа) позволяет минимально увеличивать производительность установки, достичь стабилизации работы на каждом режиме. Не рекомендуется изменять частоту более 3 Гц в сутки (суммарно). Дальнейший вывод на режим и увеличение частоты производить исходя из изменения динамического уровня.

В случае высокого КВЧ, наличия механических примесей в рабочих органах предыдущего УЭЦН по результату разбора в целях предотвращения заклинивания УЭЦН, выпадения осадка на обратный клапан и в НКТ по согласованию с ПТО ДНГ НГДУ допускается изменение частоты более 3 Гц в сутки для обеспечения УЭЦН необходимым напором.

Работу с частотно-регулируемым приводом необходимо осуществлять в соответствии с техническими требованиями по эксплуатации частотного преобразователя персоналом, прошедшим обучение по работе с данным оборудованием.

8.10.4. ОСОБЕННОСТИ ЗАПУСКА И ВЫВОДА НА РЕЖИМ ПРИ ОТСУТСТВИИ ИЛИ НЕИСПРАВНОСТИ АГЗУ

На вновь вводимых, расконсервированных, бездействовавших скважинах и кустах, где отсутствует или не работает АГЗУ и нет возможности произвести замеры другим (переносным, передвижным) оборудованием, вывод всех без исключения УЭЦН необходимо осуществлять с помощью ЧРП (при наличии). УЭЦН должен быть оснащен датчиком термоманометрической системы, а также обязателен вывод параметров работы УЭЦН (Р на приеме, частота, загрузка, ток) от СУ на систему Region.

Принципы вывода таких скважин основаны на выполнении пунктов данного Технологического регламента и расчете дебита скважины согласно зависимости дебита ЭЦН от напора (Q-H– характеристика), а также на контроле процесса вывода - ведущим технологом ЦДНГ не реже 3-х раз в сутки.

Перед началом работ, ведущим технологом ЦДНГ оператору ЦДНГ или представителю ЦЭПУ, занимающейся ВНР УЭЦН, выдается Q-H-характеристика на спущенный в скважину ЭЦН с учетом количества ступеней.

Выполнение операции опрессовки ЭЦН при запуске на расчетной частоте обязательно, это необходимо для определения правильности направления вращения ПЭД и герметичности лифта НКТ. После запуска УЭЦН необходимо выставить минимально необходимую расчетную частоту, но не ниже разрешенной – 35 Гц. Расчет необходимой частоты для вывода производится следующим образом:

§ в зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН по формуле:

Нн=Нд+(Рб-Рз)*10, м.

где: Нн - необходимый напор ЭЦН, м.;

Нд - уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, м;

Рб – давление на буфере скважины, атм;

Рз - давление в затрубном пространстве скважины, атм.

§ в зависимости от полученного значения необходимого напора ЭЦН, рассчитывается необходимая частота по формуле:

где: Нэцн - развиваемый напор ЭЦН при номинальной подаче (паспортный), м;

Нн – необходимый напор, м.

В процессе дальнейшего вывода необходимо обязательно контролировать уровень КВЧ и периодически определять истинный Нд (отжатием) и соотносить развиваемый установкой напор с имеющейся на ЭЦН Q-H-характеристикой.

В дальнейшем в процессе вывода необходимо производить увеличение частоты до планируемой (расчетной) частоты определенной при подборе УЭЦН к данной скважине.

В случае снижения динамического уровня необходимо повышать частоту питающего напряжения до планируемой частоты. Темп увеличения частоты определяется условием избежания срыва подачи из-за недостаточности напора.

В случае если после выхода на планируемую частоту динамический уровень будет продолжать снижаться и произойдет срыв подачи по напору или по газу, необходимо произвести остановку ЭЦН и произвести замер восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве и произвести расчет притока из пласта. По результатам расчета притока из пласта технолог ЦДНГ принимает решение о произведении 2-3 откачек до срыва подачи (процесс дренирования пласта), либо о переводе работы ЭЦН в периодический режим эксплуатации пооо согласованию с ПТО ДНГ НГДУ.

В случае если динамический уровень остается неизменным либо начинает расти, при этом наблюдается падение токовой нагрузки, необходимо повышать частоту питающего напряжения согласно параметров «быстрого разгона», до достижения промышленной частоты 50 Гц.

При достижении планируемой частоты необходимо производить дальнейший контроль Нд. В случае стабилизации или небольшом росте уровня можно считать УЭЦН выведенный в режим и соответственно необходимо настроить защиты на СУ.