ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMPSThe des

ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMPS
The design of a submersible pumping unit, under most conditions,
is not a difficult task, especially if reliable data are available. Although,if the information, especially that pertaining to the well's capacity, is poor, the design will usually be marginal. Bad data often result in a misapplied pump and costly operation. A misapplied pump may
operate outside the recommended range, overload or underload the
motor, or ruin the well at a rapid rate which may result in formation
damage. On the other extreme, the pump may not be large enough to
provide the desired production rate.
Too often data from other wells in the same field or in a nearby
area are used, assuming that wells from the same producing horizon
will have similar characteristics. Unfortunely for the engineer sizing
the submersible installations, oil wells are much like fingerprints, that is no two are quite alike.
The actual selection procedure can vary significantly depending on
the well fluid properties. The three major types of ESP applications are: high water cut wells producing fresh water or brine: wells with multi phase flow:
wells producing highly viscous fluids.
The performance of a centrifugal pump is considerably effected by
the gas. As long as the gas remains in solution, the pump behaves
normally as if pumping a liquid of low density. However, the pump
starts producing lower than the normal head as the gas to liquid ratio (at pumping conditions) increases beyond a certain critical value (usually about 10-15). It is mainly due to the separation of the
liquid and gas phases in the pump stage and due to a slippage between
the two phases.
This phenomenon has not been well studied and there is no general
correlation describing the affect of free gas on pump performance. A
submersible pumps usually selected by assuming no slippage between
the two phases or by correcting stage performance based on actual
field test data and past experience.
Ideally, a well would be produced with a submergence pressure
above the bubble point pressure to keep any gases in solution at the
pump intake. This is typically not possible, so the gases must be
separated from other fluids prior to pump intake to achieve maximum
system efficiency.

Результаты (русский) 1:

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫДизайн погружных насосных подразделения, в большинстве случаев,не является трудной задачей, особенно если имеются надежные данные. Хотя, если информация, особенно касающихся скважины потенциала бедных, дизайн, как правило, будет незначительным. Плохие данные зачастую неправильно насоса и дорогостоящей операцией. Может неправильно насосдействуют вне рекомендуемого диапазона, перегрузки или недогрузкиМотор или разорение хорошо быстрыми темпами, что может привести к образованиюповреждение. С другой стороны насос не может быть достаточно большим, чтобыобеспечить желаемый дебита.Слишком часто данные из других скважин, в том же поле или поблизостиобласти используются, предполагая, что колодцы из же производства горизонтабудут иметь схожие характеристики. Unfortunely для калибровки инженераПогружные установки, отпечатки пальцев, что это не совсем так очень похожи на нефтяные скважины.Фактическая процедура может значительно различаться в зависимости отсвойства также жидкости. Существует три основных типа приложений ESP: высокая вода cut скважин, производство пресной воды или соляного раствора: скважины с multi фазы потока:Уэллс производства высоко-вязких жидкостей.Производительность центробежного насоса осуществляется значительногаз. До тех пор, пока газ остается в растворе, насос работаетобычно, как если бы перекачивание жидкости низкой плотности. Однако насосначинает производить меньше, чем нормальный голову как газ, жидкий коэффициент (перекачка условиях) увеличивается после некоторого критического значения (обычно около 10-15). Это главным образом из-за разделенияжидких и газовых фаз в стадии насоса и из-за проскальзывания междудва этапа.Это явление не было хорошо изучено, и нет никакого общегокорреляция, описывающая влияние свободного газа на производительность насоса. AПогружные насосы обычно выбраны, предполагая отсутствие проскальзывания междудва этапа или исправляя стадии исполнения на основе фактическихданные полевых испытаний и прошлого опыта.В идеале также будет производиться с давлением погружениивыше пузырь точки давление, чтобы сохранить любые Газы в раствореприема насоса. Это, как правило, не возможно, поэтому газы должны бытьотдельно от других жидкостей до приема насоса для достижения максимальнойэффективность системы.

Результаты (русский) 2:

Электрический погружной НАСОСЫ
Конструкция погружного насосного агрегата, в большинстве условий,
не является сложной задачей, особенно если имеются надежные данные имеются. Несмотря на то , если информация, тем более, что отношение к способности скважины, плохое, дизайн, как правило, незначительны. Плохие данные часто приводят к неправильно насоса и дорогостоящей операцией. Насос может неправильно
работать вне рекомендованного диапазона, перегрузка или снижение нагрузки на
двигатель, или разрушить скважину быстрыми темпами , которые могут привести к образованию
повреждений. На другом полюсе, насос не может быть достаточно большим , чтобы
обеспечить желаемый уровень производства.
Слишком часто данные из других скважин в том же поле или в соседнем
используются области, предполагая , что скважины из того же продуктивного горизонта
будут иметь схожие характеристики. Unfortunely для инженера проклейки
погружные установки, нефтяные скважины значительно , как отпечатки пальцев, что не два совершенно одинаковы.
Фактическая процедура отбора может значительно варьироваться в зависимости от
хорошо свойств жидкости. Три основных типа приложений ESP являются: высокая обводненность скважин по производству пресной воды или рассола: скважины с несколькими фазового потока:
. Скважин , продуцирующие высоковязких жидкостей
Производительность центробежного насоса значительно осуществляется
газом. До тех пор пока газ остается в растворе, насос ведет себя
нормально , как если нагнетание жидкости низкой плотности. Тем не менее, насос
начинает производить меньше нормальной головы в качестве газа к жидкости (при соотношении условий накачки) возрастает выше определенного критического значения (обычно около 10-15). Это , главным образом , из - за разделения
жидкой и газовой фазы на стадии насоса и из - за проскальзывания между
двумя фазами.
Это явление не был хорошо изучен , и нет никакой общей
корреляции описывающее аффект свободного газа на производительность насоса.
Погружные насосы , как правило , выбирается при условии отсутствия проскальзывания между
двумя фазами или путем коррекции производительности этапа на основе фактических
данных полевых испытаний и опыта прошлых лет. В
идеале, хорошо бы быть получен при давлении погруженности
выше давления насыщения , чтобы сохранить любые газы в растворе на
приеме насоса. Это , как правило , не представляется возможным, так что газы должны быть
отделены от других жидкостей , предшествующих прокачивать потребление , чтобы достичь максимальной
эффективности системы.