2.7.3 Применение фильтра гидродинамического центробежный фгц

Причины выноса песка

Фильтр типа ФГЦ предназначен для фильтрации пластовой продукции от механических примесей с размерами частиц от 30 мкм и более. В том числе фильтр ФГЦ может применятся в скважинах после ГРП для защиты насосных установок от проппанта, а так же улова проппанта в накопитель

Фильтр применяется на водяных и нефтяных скважинах с целью увеличения срока эксплуатации скважинного оборудования.

Работа фильтра основана на использовании кинетической энергии потока жидкости, создаваемой работой насосной установки. Конструкция фильтра позволяет собирать отфильтрованную механическую примесь в накопителе.

Фильтр ФГЦ имеет корпус с тангенциальными окнами в его верхней части входа среды в фильтр. Внутри корпуса установлен щелевой фильтрующий элемент. Размер щели внутреннего фильтроэлемента подбирается исходя из требуемой тонкости фильтрования.

Фильтр может комплектоваться защитным экраном, а также автоматическим клапаном очистки внутреннего фильтроэлемента. Защитный экран служит для дополнительной очистки пластовой продукции и для предотвращения повторного смешения очищенной пластовой продукции с отделенной мех. примесью. Промывочный клапан необходим для автоматической регенерации фильтрующей поверхности внутреннего фильтроэлемента в процессе работы фильтра. В нижней части фильтра установлен накопитель мех. примесей.

Различные варианты крепления фильтра типа ФГЦ в скважинах:

- Подвеска фильтра на пакере

- Установка на переход в скважине с большего диаметра на меньший (в пескопроявляющихся скважинах, с установленными фильтрами)

- Подвес фильтра ФГЦ на УЭЦН через пакер-разобщитель

- Подвес фильтра на УЭЦН через кожух

Достоинства фильтра ФГЦ:

- Простота конструкции

- Отсутствие движущихся частей

- Высокая эффективность

- Надежная защита фильтроэлемента

- Прогнозируем в работе (математически моделируем)

- Не требует дополнительной подготовки к работе

- Самоочищающийся

- После замены оборудования нет необходимости в очистке забоя

3 Расчетный раздел

Расчет и подбор оборудования УЭЦН для оптимального режима работы системы «скважина-насос» к скважине №535 куст 1174

Таблица 3.1 – Исходные данные

Параметры	Числовое значение
Глубина скважины, Нскв, м	2200
Дебит скважины, Q, т/сут	180
Пластовое давление, Рпл, МПа	30
Давление насыщения, Рнас, МПа	9,5
Давление на устье, Ру, МПа	1,5
Плотность воды, ρв, кг/м^3	1000
Плотность нефти, ρн, кг/м^3	800
Плотность газа, ρг, кг/м^3	1,5
Диаметр эксплуатационной колонны, Дэ.к, мм	168
Газовый фактор, Г, м^3/т	80
Обводненность, nв, %	97
Коэффициент продуктивности, К, т/сут·МПа	25,8
Объемный коэффицент, b	1,2

1. Определяем забойное давление по уравнению притока жидкости к скважине:

МПа
где	Рпл	-	пластовое давление, МПа;
	Q	-	дебит скважины, т/сут;
	К	-	коэффициент продуктивности,т/сут∙МПа.

2. Определяем оптимальное давление на приеме насоса, исходя из условия:

Р_опт.пр = 2,5 ÷ 3 МПа при n ≥ 50%;

Р_опт.пр = 3 ÷ 4 МПа при n < 50%.

3. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины:

= 872 кг/м^3					(3.2)
где	ρн	-	плотность нефти, кг/м^3;
	ρг	-	плотность газа, кг/м^3;
	ρв	-	плотность воды, кг/м^3;
	Г	-	газовый фактор, м^3/т;
	n	-	обводненность нефти, доли единиц;
	В	-	объемный напор.

4. Определяем глубину спуска насоса:

м					(3.3)
где	Pзаб	-	забойное давление, МПА;
	Pопр.пр	-	оптимальное давление на приёме, МПА.

5. Определяем работу газа при подъеме жидкости в нкт:

м					(3.4)
где	Двн	-	внутренний диаметр экспл. колоны, мм
	Г	-	газовый фактор, м^3/т;
	Pу	-	давление на устье, МПа
	Pнас	-	давление насыщение, МПА
	n	-	обводненность нефти, доли единиц.

6. Определяем требуемое давление насоса:

МПа				(3.5)
где	L	-	глубина спуска,м;
	ρсм	-	плотность нефтяной эмульсии, кг/м³;
	Pопт.пр	-	оптимальное давление на приёме, МПА;
	Pу	-	давление на устье, МПа;
	Pнас	-	давление насыщение, МПА;
	n	-	обводненность нефти, доли единиц.

7. Определяем требуемый напор насоса:

м	(3.6)

8. Исполнение насоса - износостойкое: УЭЦНМИ

9. Нном = 1800 ≥ = 1800

Q_ном = 160 = 160

η_н = 60%

10. Насос - ЭЦНДИ - 5А - 160 - 1800;

Газосепаратор - МНГБ - 5А;

Двигатель - ПЭД - 32 - 117;

Трансформатор - ТМПН - 160 -2050;

Станция управления - 5805 ШГС;

Кабель КПБП.

11. Проверяем соответствие мощности двигателя условием:

кВт					(3.7)
где	ηн	-	КПД насоса, доли единиц;
	ρсм	-	плотность эмульсии, кг/м^3.

12. Определяем необходимую минимальную длину кабеля:

Lноб = L + 1 = 2183 + 50 = 2233 м

(3.8)

13. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, исходя из

условия: Д_max < Д_э.к

< 168 м					(3.9)
где	h	-	толщина кабеля h = 13,1
	S	-	1 мм

14. Корректируем число рабочих ступеней насоса:

шт				(3.10)
где	-	Z = 320

В соответствии с условиями откачки, 3 рабочих ступени необходимо снять.

Вывод: по промысловым данным, произведенному расчёту и подбору оборудования ЭЦН, выбранный насос соответствует условиям работы данной скважины.