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.
Расчет ЭЦН.doc
3.Техническая часть3.1. 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
Максимальная плотность водонефтяной смеси - 1400кг/м3
Кинематическая вязкость - 1мм2/сек
Водородный показатель РН - 6,0 - 8,5
Максимальное массовое количество (концентрация) твердых частиц - 0,01% (0,1г/л)
Обводненность откачивания жидкости не более 99%.
Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса с газосепаратором - 25% - 50%.
Содержание сероводорода H2S - 0.01 г/л.
Температура откачиваемой жидкости не более 90С.
Для антикоррозийного исполнения УЭЦНМ содержание сероводорода H2S - 125 г/л.
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.
Коэффициент, учитывающий удлинение ствола скважины
Lд - удлинение ствола скважины в м.
Нс - глубина скважины по вертикали, длина ствола для не кривленной скважины, м.
Плотность нефти в затрубном пространстве
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
пргазосодержания 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, %
Коэффициент, учитывающий увеличение объема водонефтяной смеси, поступающей к приему насоса.
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
Поправочный коэффициент на напор (коэффициент уменьшения напора).
Приведенный статический уровень в скважине, работающей на режиме (ЭЦН или ШГН) перед переводом её на оптимальный режим: м
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
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважины к рабочей области насоса по напору м 6 /сут 2
, гдеS1, S3 - численные значения коэффициентов определяющих уравнение рабочей части, характеристики, предварительно выбранного типоразмера насоса.
S1 – [м], S3 –[сут.кв/м.куб]
Величина, обратная коэффициенту продуктивности скважины (Кпр), характеризующая массовый расход водонефтяной смеси поступающей к приему насоса; сут/м2 Мпа.
Коэффициент, приближающий условную характеристику скважин к рабочей области насоса на подаче м3/сут
) х Кд/ 2,2 х Ксм х S3;S 2 - численный коэффициент рабочей части характеристики предварительно выбранного типоразмера насоса (сут/м2)
Проектный оптимальный отбор жидкости из скважины в поверхностных условиях м3/сут qж = В + А + В 2 ;
Подставляя уравнение (б) выражение для g ж из (а) и производя некоторые преодбразования, получим выражение для g ж (п.12)
Проектное забойное давление в скважине Мпа
Рзаб = Рпл – qж/ Кпр;
Динамический уровень при освоение скважины на жидкости в глушения; м
,Где рж.гл – это плотность жидкости глушения, кг/м3
Глубина подвески насоса: м
,
Рнас - давление насыщения, МПА
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
Кпр - коэффициент продуктивности м3/сут Мпа
Расчет подбора УЭЦН по скважине 1739
Исходные данные для расчета:
Дебит скважины Q ж = 130 м 3 /сут
Обводненность n = 87%.
Глубина скважины Н с = 2808м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1710м.
Динамический уровень Н д = 610 м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,8 МПа.
Плотность добываемой воды в = 1170кг/м3
Пластовое давление Р пл = 25,6 МПа
L уд ствола = 27,2 м.
Плотность жидкости глушения жгл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,62 м 3 /сут МПа
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
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
Дебит скважины Q ж = 90 м 3 /сут
Обводненность n = 91%.
Глубина скважины Н с = 2803м.
Глубина подвески насоса Н п.н. = 1560м.
Динамический уровень Н д = 780 м.
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Д эк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Р затр = 0,9 МПа.
Плотность нефти в поверхностных условиях н.пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях н.пл = 830 кг/м 3
Обьемный коэффициент = 1,108
Плотность добываемой воды в = 1160кг/м3
Давление насыщения Р нас = 6,23МПа.
Пластовое давление Р пл = 24,5 МПа
L уд ствола = 5,6 м.
Плотность жидкости глушения жгл = 1200 кг/м 3
Коэффициент продуктивности К пр = 1,12 м 3 /сут МПа
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
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:
Дебит скважины Qж = 97 м3/сут
Обводненность n = 50%.
Глубина скважины Нс = 2798м.
Глубина подвески насоса Нп.н. = 1460м.
Динамический уровень Нд = 1260 м.
Диаметр эксплуатационной колонны Дэк = 0,130м.
Давление в затрубном пространстве Рзатр = 3 Мпа.
Плотность нефти в поверхностных условиях рн.пов = 840 кг/м3
Плотность нефти в пластовых условиях р н.пл = 830 кг/м3
Обьемный коэффициент вн = 1,108
Плотность добываемой воды р в = 1170кг/м3
Давление насыщения Рнас = 6,23Мпа.
Пластовое дааввление Рпл = 25,4 Мпа
Lуд ствола = 12,1 м.
Плотность жидкости глушения р жгл = 1170 кг/м3
Коэффициент продуктивности Кпр = 1,3 м3/сут Мпа
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
Эквивалентное количество воды
Расчёт подбора УЭЦН для скважин 1713
Дебит скважины Q ж = 80 м 3 /сут
Обводнённость H = 67%
Глубина скважины H с = 2845 м.
Глубина подвески насоса H п.н = 1750 м.
Динамический уровень H д = 1080 м.
Диаметр эксплуатационной колоны Д эк = 0,130 м.
Давление в затрубном пространстве P затр = 1,3 Мпа
Плотность нефти поверхностных условиях P н пов = 840 кг/м 3
Плотность нефти в пластовых условиях P н пл = 830 кг/м 3
Объёмный коэффициент В н 1,108.
Плотность добываемой воды P в =1170 кг/см 3
Давление насыщения P нас =6,23 Мпа
Пластовое давление P пл =27,3 Мпа
L уд ствола = 0,7 м.
Плотность жидкости глушения P ж гл = 1170 кг/м 3
Коэффициент продуктивности K пр = 0,27 м 3 /сут МПа
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
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
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
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.
Пласт Т 2 находится в завершающей стадии разработки.
Закачка воды в пласт позволяет поддерживать пластовое давление для обеспечения проектных отборов жидкости.
Физико-химические свойства пласта Т-2 соответствуют техническим требованиям эксплуатации УЭЦН.
Существующие типоразмеры УЭЦН позволяют вести различные отборы по пласту Т-2.
Технологический режим работы скважин составлен с учетом проектных отборов жидкости и оптимальной эксплуатации оборудования УЭЦН.
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.
Наработки УЭЦН по пласту Т-2 значительно выше, чем в среднем по НГДУ «Бузулукнефть»-свыше 400суток при средних 350 сутках
Проведение геолого-технических мероприятий на скважинах пласта Т-2 в совокупности с закачкой воды для ППД позволяет замедлить темп естественного падения добычи нефти.
Оптимальные проектные отборы жидкости по скважинам позволяют увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта Т-2
В качестве основы для подбора электроцентробежных насосных установок часто используется универсальная методика подбора насосных установок, разработанная на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. Данные подбора оборудования УЭЦН проводятся по программе “Автотехнолог” с использованием компьютерной техники. Эта методика позволяет использовать существующие на нефтяных промыслах базы данных по конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым данным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких “ноу-хау” привели к тому, что программа “Автотехнолог” заняла доминирующее положение на нефтяных промыслах Российской Федерации.
Методика подбора насосных установок для добычи нефти 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 электроприводного погружного насоса. Кроме того, в частности для электроприводных насосов, 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 скважинной насосной установки 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:
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.;
Инклинограмма скважины является неизменным во времени параметром.
При подборе с использованием компьютера значение суммарного перепада давления(ЛР) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составляющих - потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.
Плотность газоводонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта относительной скорости необходим на участке «забой скважины - прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса - устье скважины». При определении плотности газоводонефтяной смеси, особенно при условии Р < Р, учитываются термодинамические зависимости процесса разгазирования и истинное газосодержание, зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. Возможность расчета изменений состояния откачиваемого флюида с малым шагом по высоте столба (по глубине скважины) обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и подсчитывать изменение температуры на участках по линейной зависимости. Необходимо отметить, что при подборе насосов с помощью ЭВМ целесообразным, а часто и необходимым, является точный термодинамический расчет, учитывающий теплотворную способность погружного оборудования, процессы теплообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях погружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны HKT и обсадной колонны и теплообмен с окружающей средой.
При программном решении задачи подбора электроприводных насосов напорные и мощностные характеристики насосов и погружных электродвигателей представляются в виде зависимостей H f(Q), как при работе на воде, так и для работы на реальных жидкостях.
Расчет основных данных потока пластового флюида в колонне НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же методике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т,е. используя в качестве начальных условий устьевые значения давления, температуры, дебита нефти, воды и газа, так и «снизу вверх». В этом случае начальными условиями становятся пластовые и забойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность и т.д.).
Основная сложность при создании программ подбора скважинного оборудования состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфорации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюида. При использовании устаревших данных (давностью свыше 3 - 6 месяцев в зависимости от динамичности процессов разработки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от машинного подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора становятся просто необоснованными.
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 насьпцения, 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 производится 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 оборудования 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 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, при необходимости проверяется возможность работы установки 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.
РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Результаты подбора электроприводных насосов
Месторождение: Крапивинское
Скважина: 1084
Общие данные:
Расчет производился для насосов типа:Центробежные
со следующими возможными исполнениями:Стандартное
Планируемый дебит скважины 100 куб.м/сут
Длина зоны перфорации 2200 м
Длина подвески насоса при 10% св. газа 1555 м
Коэффициент продуктивности 13.76 куб.м/МПа*сут.
Диаметр обсадной колонны 150 мм
Мин. диаметр НКТ 73 мм
Динамический уровень 900 м
Глубина начала выпадения АСПО 435 м
Температура выпадения АСПО 21 °С
Температура на приеме насоса 59.07 °С
Кол-во мех. примесей 0.8 мг/л
Пластовое давление 22 МПа
Затрубное давление 2.6 МПа
Буферное давление 1.4 МПа
Давление на забое 14.73 МПа
Давление на приеме 8.71 МПа
Давление насыщения 15.9 МПа
Газовый фактор 200 куб.м/куб.м
Обводненность 0.6 ед.
Плотность нефти 827 кг/куб.м
Плотность воды 1034 кг/куб.м
Вязкость нефти 0.0046 Па*с
Макс. угол отклонения от вертикали 0 град.
Коэффициент износа насоса 1 ед.
Варианты:
Вариант 1
Название: AN900 REDA-790
Тип: Центробежный
Температура на выходе,°С: 63.52
КПД, %: 41.09
Мощность,кВт: 20.29
Qприема/Qопт.: 0.98
КПДприема/КПДмакс.: 0.78
Изготовитель: REDA
Название: REDA456-31
Мощность,кВт: 23
Изготовитель: REDA
Название: КПБП (3x10 мм)
Мощность с учетом потерь,кВт: 26.3
Затраты мощности на т нефти, кВт/ч: 15.78
Стоимость подъема т нефти, руб. 31.56
Вариант 2
Насос ______________________________________
Название: ANM580 REDA-630
Тип: Центробежный
Температура на выходе,°С: 64.38
КПД, %: 36.62
Мощность,кВт: 22.77
Qприема/Qопт.: 1.17
КПДприема/КПДмакс.: 0.69
Изготовитель: REDA
Двигатель __________________________________
Название: FME450-35
Мощность,кВт: 26
Изготовитель: CENTRIL
Кабель _____________________________________
Название: КПБП (10 мм, 90 °С)
Макс. рабочая температура,°С: 90
Экономика __________________________________
Мощность с учетом потерь,кВт: 28.86
Затраты мощности на т нефти, кВт/ч: 17.31
Стоимость подъема т нефти, руб. 34.63
Вариант 3
Насос ______________________________________
Название: REDA DN1000-750
Тип: Центробежный
Температура на выходе,°С: 63.03
КПД, %: 44.47
Мощность,кВт: 18.75
Qприема/Qопт.: 0.85
КПДприема/КПДмакс.: 0.75
Изготовитель: REDA
Двигатель __________________________________
Название: ПЭД22-117
Мощность,кВт: 22
Изготовитель: АЛЬМЕТ
Кабель _____________________________________
Название: КПБП (10 мм, 90 °С)
Макс. рабочая температура,°С: 90
Экономика __________________________________
Мощность с учетом потерь,кВт: 23.48
Затраты мощности на т нефти, кВт/ч: 14.09
Стоимость подъема т нефти, руб. 28.17
Исходя из предложенных 3 вариантов ЭЦН необходимо выбрать вариант №3 с установкой REDA DN1000-750, так как у этой установки максимальный кпд – 44,47%, и наименьшие затраты энергии на подъем 1 т нефти – 28,17 руб.
Суточный дебит вследствие проведения мероприятия, связанного со сменой УЭЦН в результате работ по оптимизации, увеличится с 80 до 100 м 3 /сут с постоянной обводненностью 60% при плотности нефти 827 кг/м 3 , т. е. по нефти дебит изменился с 26,5 до 33 т/сут.
в) ошибки при подборе оборудования из-за недостаточной геологической информации.
Периодический фонд по УНП-1 снизилось на 18 скважин
На 3 скважинах вывели в постоянный режим с помощью ЧПС, на 15 скважинах изменением типоразмера УЭЦН, переведено в ППД-34 скважины.
Мероприятия по снижению периодического фонда в 2005 году
1) Формирование системы заводнения (перевод в ППД 20 скважин.
2) Оптимизация режима работы скважин с УЭЦН (спуск малодебетных установок.).
3) Внедрение винтовых насосов импортного производства.
4) Продолжить внедрение УЭЦН с ТМС для предотвращения ошибок по подбору оборудования
Коэффициент подачи ЭЦН изменяется в пределах от 0,1 до 1,7 (Таблица 5.5.). В близком к оптимальному режиму (Кподачи = 0,6–1,2) работают около 75% установок.
Таблица 5.5. Распределение коэффициента подачи ЭЦН на Хохряковском месторождении
Из 49 скважины, работающих с Кподачи от 0,1 до 0,4 основное количество (25 скважин) находятся в периодической эксплуатации. По скважинам №№154, 278, 1030, 916, 902 и 3503 рекомендуется провести ревизию подземного оборудования и НКТ.
Перечень скважин, работающих с Кподачи больше 1,2, приведен в таблице 3.6.7. Из них для оптимизации на больший типоразмер ЭЦН оптимизировали скважины №№130, 705, 163, 785, 1059
Таблица 5.6. Перечень скважин с К подачи более 1,2
| №№ скв. | Тип насоса | К подачи | Q жидкости | Р пласт,МПа | Н дин, м | Глубинаспуска насоса |
| 702 | ЭЦН 50–2100 | 1,7 | 65 | 20,5 | 1683 | 2300 |
| 130 | TD-650–2100 | 1,4 | 100 | 17,9 | 1332 | 2380 |
| 705 | ЭЦН-160– 2100 | 1,6 | 123 | 18,3 | 2167 | 2400 |
| 707 | TD-850–2100 | 1,5 | 114 | 16,5 | 1124 | 2260 |
| 163 | ЭЦН-160–2150 | 1,5 | 82 | 18,2 | 1899 | 2350 |
| 185 | ЭЦН 25–2100 | 1,4 | 29 | 20,0 | 1820 | 2245 |
| 818 | ЭЦН 80–2100 | 1,4 | 87 | 18,2 | 2192 | 2340 |
| 166 | ЭЦН 50–2100 | 1,4 | 42 | 19,5 | 1523 | 2150 |
| 834 | ЭЦН 30–2100 | 1,6 | 23 | 23,0 | 1870 | 2250 |
| 785 | ЭЦН 125–2100 | 1,3 | 11 | 16,5 | 2320 | 2400 |
| 389 | ЭЦН 50–2100 | 1,4 | 42 | 22,9 | 1623 | 2200 |
| 1059 | ЭЦН 160–2100 | 1,4 | 144 | 16,5 | 2328 | 2400 |
| 1025 | ЭЦН 80–2100 | 1,4 | 72 | 16,1 | 1762 | 2080 |
В целом по Хохряковскому месторождению Коэффициент использования скважин оборудованных ЭЦН, как и год назад, находится в пределах 0,87. Основной показатель надежности – наработка на отказ за скользящий год с 1.01.03 г. по 1.01.04 г., по фонду ЭЦН, изменился с 303 сут до 380 сут, тогда как в целом по ОАО «ННП» этот показатель ниже и находится в пределах 330–350 сут. Рост этого показателя указывает на достаточно высокий уровень работы цеха добычи по подбору типоразмера ЭЦН, ремонту скважин, выводу установок на режим и контролю в процессе эксплуатации.
На месторождении 74 скважин (17% от фонда дающего продукцию) подвержены парафиноотложениям. Согласно графику «депарафинизации» все скважины, как правило, раз в месяц промываются горячей нефтью.
На месторождении в 2003 г. было 208 отказов по фонду скважин оборудованных ЭЦН. Коэффициент отказности составлял 0,85 ед. (действующий фонд равен 303 скважин). В 2004 г. на месторождении зафиксировано 229 отказов при большем действующий фонд – 332 скважины и, К отказ положительно уменьшился до 0,79 ед. В целом по ОАО «ННП» К отказ. ЭЦН в это время составил 0,85 ед.
5.2 Анализ причин отказов ЭЦН
Анализ причин преждевременных отказов фонда скважин оборудованных ЭЦН показывает на следующую картину см. рис 5.1.4.
До 17% отказов приходится на некачественную работу бригад подземного ремонта скважин. Где нарушаются регламенты спуско-подъемных операций. Как следствие это приводит к – повреждению кабеля, некачественному монтажу ЭЦН, негерметичности НКТ, плохой промывке скважин.
18% отказов приходится на долю скважин работающих в периодическом режиме, вызванных слабым притоком, а также не соответствием типоразмера насосов с условиями эксплуатации.
В 13% отказов причины не были выявлены, т. к. нарушался регламент проведения расследования.
1. 10% отказов происходят из-за отложений твердых асфальто-смолинисто-парафиновых отложений вместе с окалиной, песком, глинистыми частицами и ржавчиной.
2. 9% отказов из-за выноса пропанта в скважинах после ГРП, что приводит к заклиниванию валов и выводу из строя насосов.
3. 8% отказов происходит по причине бесконтрольной эксплуатации – это нарушение графика депарафинизации, отсутствие контроля за выносом КВЧ и пр.
4. 6% отказов происходит по причине отсутствие контроля за выводом установок на режим.
5. В 5% случаях отказ происходил из-за заводского брака, скрытых дефектов, некачественных комплектаций погружного и наземного насосного оборудования.
В 2004 г. на узлы погружного оборудования, в том числе на погружной кабель были установлены термоиндикаторы для определения температуры скважины в зоне работы УЭЦН. Пять установок с термоиндикаторами были спущены в скважины с тяжелыми запусками, с выносом механических примесей для определения критических участков нагрева. Установки отработали в среднем до 100 суток, отказали по причине снижения сопротивление изоляции до 0 на строительной длине кабеля. Во всех случаях при дефектации кабеля обнаружено оплавление изоляции жил в районе 150 м от сростка удлинителя при температуре 130 °С.
По полученным результатам в 2004 году при ремонтах скважин высокодебетного фонда увеличена длина термостойкого удлинителя КРБК до 120 м и используется вставка 500 м из кабеля 3 группы
Для совершенствования работы фонда скважин оборудованных ЭЦН рекомендуется:
Осваивать и выводить скважины на режим следует передвижной установкой преобразователя частоты типа УППЧ (Электон-05»). Установка позволяет, при определенных технических условиях (глубина спуска ЭЦН, имеется запас по мощности погружного электродвигателя), сокращать время вывода скважины на щадящих пусковых режимах, увеличивать депрессию на пласт, устранять заклинивания ЭЦН путем создания повышенных крутящих моментов;
Особое внимание при выборе типоразмера установок и глубин спуска (депрессии) следует уделять фонду скважин, на которых проведен ГРП. Освоение скважин после ГРП струйными насосами на пескопроявляющем фондах, следует применять износостойкие установки УЭЦН типа ARH, предназначенные для перекачивания жидкости cКВЧ до 2 г/л. Кроме того, на этом фонде следует отработать технологии по закреплению ПЗС, применять подземные устройства по защите насоса от мехпримесей (фильтры и шламоуловители для ЭЦН – ЗАО «Новомет» г Премь);
На периодическом фонде применять в основном высоконапорные, низкопроизводительные насосы типа ЭЦН 20, 25 и оценить возможность увеличения глубины спуска ЭЦН, а также перевода низкодебитных скважин на УШГН и струйные насосные установки.
Для снижения аварий по расчленению ЭЦН рекомендуется применять устройства снижающие вибрацию установок – центраторы вала насоса, амортизаторы, страховочные муфты – (ОАО «ТТДН» г Тюмень);
Значительная доля отказов приходится на качество работ бригад ПРС и КРС. Использование бригад высокой квалификации и осуществление контроля при проведении не штатных работ значительно увеличит надежность добывающего фонда.
Принцип работы добывающего фонда скважин оборудованных ЭЦН в зависимости от глубины спуска насосного оборудования
В 2004 г. распределение фонда скважин оборудованных ЭЦН по глубинам спуска насоса и характеристика их работы на Хохряковском месторождении выглядит следующим образом см. таблицу 5.7. и рисунок 5.1.5. – 5.1.8.
Анализ фонда скважин оборудованных ЭЦН с точки зрения надежности и эффективности в зависимости от глубин спуска на Хохряковском месторождении показал, что ЭЦН спускаются на глубину от 1200 до 2400 м. Весь рабочий интервал глубин спуска разбит на шесть групп, в каждой из которых работает от 15 до 120 скважин оборудованных ЭЦН.
Таблица 5.7. Основные технологические показатели работы скважин оборудованных ЭЦН
| Глубина спуска ЭЦН, м. | 1200-1400 | 1800-2000 | 2000-2200 | 2200-2300 | 2300-2400 | Более2400 |
| Количество скважин, ед | 15 | 55 | 65 | 120 | 40 | 25 |
| Дебит по жидкости, м 3 /сут | 190 | 120 | 100 | 95 | 75 | 67 |
| Обводненность, % | 96 | 86 | 66 | 54 | 47 | 35 |
| Ср. отработанное время скважины в году, сут | 342 | 329 | 350 | 346 | 338 | 337 |
Наибольшие дебиты по жидкости отмечаются в двух группах скважин – в диапазоне спуска ЭЦН от 1200–1400 м и 1800–2000 м. В этих же диапазонах насосное оборудование отрабатывает большее число дней по 346–350 суток.
Более низкие проценты обводненности наблюдаются при эксплуатации ЭЦН с глубиной спуска более 2000 м.
Т.о. результаты анализа зависимости основных характеристик работы скважин, оборудованных ЭЦН, показывают, что снижение глубин спуска до 2200–2400 м. не дает существенного ухудшения работы ЭЦН. Как показано на рис 5.1.8. динамические уровня понижаются из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера и снижения пластового давления и неравномерной системы заводнения.
Энергетическое состояние залежи
Отставание развития системы ППД от текущего состояния отборов жидкости привело в последние годы к снижению пластового давления в зоне отбора.
По состоянию на 1.01.2004 г., давление в зоне отборов снизилось до 19,5 МПа (рис. 5.8.), разница между начальным и текущим пластовыми давлениями составила 4,2 МПа.
На снижение пластового давления сказалось, так же интенсивное бурение, которое велось в течение 2000–2001 гг. в восточной части месторождения, не предусмотренное проектом. Как следствие этого, в восточной части наблюдается отставание в формировании системы ППД, что при форсированных отборах сразу же сказывается на энергетическом состоянии участков.
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.