Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных

• Название: Насосных
• Дата: 09.02.2021
• Размер: 1.96 Mb.
• Имя файла: Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков .doc
• Тип: Документы; #175087
• страница: 13 из 23

Прогноз МРП эксплуатации скважин на периодическом режиме

НГДУ	Тн, сут	Тотк, ч	m	Tn, сут
Чекмагушнефть	375	5,8	-0,912	425
Уфаиефть	357	4,58	-0,750	540
Аксаковнефть	348	6,66	-0,681	432
Октябрьскнефть	373	5,33	-0,831	481
Туймазанефть	466	5,69	-0,831	518
Арланнефть	472	6,37	-0,831	590
Южарланнефть	414	7,39	-0,831	505
Краснохолмскнефть	353	6,68	-0,831	438
ПО "Башнефть"	395	6,06	-0,831	498

В приведенной формуле величина 24 / Т_откпредполагает кратность увеличения МРП периодической эксплуатации по сравнению с непрерывной, когда время работы насосного обо­рудования составляет только часть времени прежней работы.

Коэффициент М, полученный в результате опыта периоди­ческой эксплуатации, должен зависеть от числа включений станка-качалки в сутки. Это согласуется с предсказанием о том, что при увеличении времени откачки до времени полного цикла значение коэффициента тоже должно приближаться к единице, чтобы МРП периодической откачки соответствовал МРП непрерывной.

С учетом этого замечания коэффициент М находят следующим образом:

(104)

где m - показатель, который так же, как коэффициент М, оп­ределяется на основе сравнения результатов МРП непрерывной и периодической эксплуатации скважин.

Подставляя (104) в (103) и преобразуя, получаем

(105)

Решая формулу (102) относительно m, имеем


В НГДУ Чекмагушнефть по результатам эксплуатации скважин получены следующие осредненные данные: Т_п= 425 сут, Т_н = 375 сут, Т_отк = 5,80 ч.

В НГДУ Уфанефть: Т_п = 640 сут, Т_н = 357 сут, Т_отк =

Продолжительность МРП периодического режима, сут, при времени откачки, ч

1	2	4	6	8	10	12	16	20
496	466	439	424	413	405	399	389	381
790	644	559	505	470	444	424	395	374
395	530	471	440	419	403	391	373	359
638	568	505	471	449	432	419	309	385
695	619	550	513	439	471	458	434	419
808	719	639	537	568	547	531	505	457
708	650	560	523	498	480	465	443	427
604	536	478	446	425	409	397	378	364
676	601	535	499	476	458	444	423	407

4,58 ч. Подставив эти данные в формулу (100), получаем для соответствующих НГДУ т = -0,912 и m = - 0,750.

Таким образом, зная величины, которые входят в формулу (105), можно рассчитать МРП периодической эксплуатации для разных значений времени откачки. Результаты расчетов пред­ставлены в табл. 14.

Для расчетов МРП периодической эксплуатации по другим НГДУ показатель т принят равным среднему арифметическому значению - 0,831. Результаты расчетов приведены также в табл. 14.

5.3. РАСЧЕТ ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ СКВАЖИН, РАБОТАЮЩИХ В РЕЖИМЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ОТКАЧКИ

Для выбора режима периодической откачки АзНИПИнефтыо и СибНИИНП разработаны и предложены методики, имеющие, однако, ограниченную область применения. Так, методика АзНИПИнефти ориентирована на подбор режима только вертикальных скважин, в ней не учитывается влияние изменения давления на приеме насоса на коэффициент подачи. В работе СибНИИНП хотя и дана зависимость параметров периодической эксплуатации от угла наклона ствола скважины, однако влияние изменения давления на приеме насоса на подачу также не учтено.

В силу указанных причин в настоящее время подбор обору­дования и выбор режима эксплуатации скважин при периоди­ческой откачке производят интуитивно с корректировкой в процессе эксплуатации на каждой отдельно взятой скважине. При этом основным критерием является обеспечение надежности работы оборудования, в частности исключение чрезмерного перегрева полированного штока и интенсивного износа саль­никовых уплотнений.

С целью максимизации годового дебита скважины и миними­зации трудовых затрат при выборе рационального режима от­качки в БашНИПИнефти разработана методика, учитывающая наклон ствола скважины и переменный коэффициент подачи насоса [15].

В связи с тем, что в скважинах, относящихся к категории малопродуктивных, в подавляющем большинстве случаев отсут­ствуют данные о коэффициенте продуктивности, в методике предусмотрен расчет этого коэффициента по существующему режиму работы скважины и насосного оборудования. Коэффициент продуктивности скважины, работающей в режиме периодической откачки, можно определить по формуле

(106)

где γ_см - удельный вес добываемой жидкости, т/м³; (h_скв -глубина скважины по вертикали, м; h_дин - динамический уро­вень жидкости, м); h_п - глубина подвески насоса по верти­кали, м; р_пл- пластовое давление, 10*МПа; с, k - эмпири­ческие коэффициенты, учитывающие влияние изменения динами­ческого уровня на коэффициент подачи насоса, полученные аппроксимацией графиков, приведенных в работе Ю.Г. Валишина.

Расчет технологических параметров периода накопления производят исходя из времени накопления.

Уровень накопленной в скважине жидкости

(107)

где t_нак - время накопления, ч; S_K - площадь кольцевого сечения затрубного пространства, м².

Расчет параметров периода накопления В процессе накопления уровень жидкости в скважине меняет­ся от h_ж до h₀.

Уровень жидкости h_ж является началом процесса накопления и концом процесса откачки.

(108)

Уравнение сохранения массы несжимаемой жидкости запишем в виде

(109)

где S_кdh - увеличение объема жидкости при повышении уровня на ∆h; q_npdt - количество жидкости, поступившей из пласта в скважину за время ∆t.

где D_э - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; D_нкт - наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м.

(110)

Продифференцируем уравнение (110):

(111)

Подставляя (111) в уравнение (109) и интегрируя, получаем

(112)

где t_нак - время накопления.

Отсюда следует, что дебит притекающей из пласта в сква­жину жидкости во время накопления снижается по экспонен­циальному закону. Уровень жидкости в скважине возрастает по экспоненциальному закону от времени накопления

(113)

Объем накопленной жидкости в скважине

(114)

Расчет параметров периода откачки

В процессе откачки уровень жидкости в скважине снижается от hдо h_ж.

Уравнение сохранения массы несжимаемой жидкости запишем в виде

(115)

где S_кdh - изменение объема жидкости при откачке с учетом продолжающегося притока; q_насdt - уменьшение объема при откачке за время ∆t; q_npdt - изменение объема при продолжающемся притоке за время ∆t. Подача насоса определяется уравнением

(116)

Время откачки рассчитывают с учетом продолжающегося при­тока и изменения коэффициента подачи насоса при изменении динамического уровня.

(117)

С другой стороны, из уравнения (107) получим зависимость дебита притока от времени откачки в виде

(118)

Решая (118), определим дебит притока за период откачки. Объем притекающей жидкости во время откачки



Расчет технологических параметров работы скважин в режиме периодической откачки

Дебит скважины по жидкости



где - число циклов откачки.

Годовая добыча жидкости из скважин, работающих в режиме периодической откачки, равна



где ; Т_кал - календарное время года, дни;

t_p - время простоя скважины в подземном ремонте.

Анализ результатов эксплуатации малодебитных скважин НГДУ Чекмагушнефть и Уфанефть показал, что перевод скважин в режим периодической откачки приводит к увеличению меж­ремонтного периода работы, который описывается следующей зависимостью:



где М_п - межремонтный период работы скважины в режиме периодической откачки, сут; М_н - то же в непрерывном режиме,

Рис. 51. Зависимость суточного дебита скважины от теоретической подачи штанго­вой установки и числа циклов откачки:

1, 2, 3, 4 - соответственно длина ходов 0,3; 1,7; 3,0; 3,0 м и число двойных ходов 4; 6; 6; 12

сут; т - показатель, который определяется на основе статистической обработки опыта эксплуатации.

Рассмотрим пример расчета оптимального режима количества цикла работы установки при различных величинах теоретиче­ской подачи насоса. Расчет произведен для скважины со сле­дующими условиями эксплуатации: глубина скважины по стволу -1625,5 м; длина верхнего вертикального участка - 300 м; угол наклона ствола - 39,5 град; внутренний диаметр эксплуата­ционной колонны - 130 мм; пластовое давление - 5 МПа; коэф­фициент продуктивности - 0,008 м³/(сут*МПа); глубина под­вески насоса по стволу - 1396 м; диаметр штангового насоса -28 мм.

Анализ результатов расчета (рис. 51) показывает, что в зависимости от значения теоретической подачи насоса и числа

циклов откачки дебит скважины, работающей в режиме периоди­ческой откачки, может изменяться в самых широких пределах. Причем с увеличением теоретической подачи насоса возрастает интервал интенсивного прироста дебита скважины. Необходимо также отметить, что интенсивный прирост дебита скважины с увеличением числа циклов откачки имеет ограниченный предел, выше которого увеличение числа циклов дает незначительный прирост дебита. Для рассмотренного примера интенсивный прирост дебита достигается при изменении числа циклов от­качки от 0,4 до 4,0.

Таким образом, значения параметров технологического режима периодической откачки существенно влияют на дебит скважин.

Эффективность применения режима периодической откачки, как отмечено в работах А.С. Вирновского и А.Н. Адонина, в значительной степени зависит от точности регулирования и надежности средств управления откачкой.

Периодическая эксплуатация может быть осуществлена при помощи автомата, включающего и отключающего станок-качалку

через заданные промежутки времени. Первые программные реле времени для периодической откачки в нашей стране были выпу­щены в 50-х годах. Однако эта система не совершенна. Отсут­ствие реакции системы на изменение параметров пласта, призабойной зоны и состояния подземного оборудования приводит к снижению суточного дебита скважины и повышению себестоимости добычи нефти.

В дальнейшем, как у нас в стране, так и за рубежом, было разработано множество различных систем управления периоди­ческой откачкой. В основу этих устройств положен принцип регулирования продолжительности цикла накопления с исполь­зованием программного реле времени. Для регулирования вре­мени откачки используются различные датчики, замеряющие прямо или косвенно снижение уровня жидкости у приема насоса.

В 60-х годах в США появились устройства регулирования откачки, которые использовали ток двигателя как параметр для определения режима откачки. Они не получили широкого при­менения из-за сильного влияния колебания напряжения на ток, не связанного с изменением заполнения цилиндра насоса [29].

Первые регуляторные откачки, использующие нагрузку на штанги в качестве критерия для регулирования режима откачки, были предложены Г.М. Мининзоном. Однако динамографическое реле Г.М. Мининзона практически осуществлено не было.

А.С. Вирновский и П.А. Иванов разработали устройство, основанное на применении двух независимых друг от друга датчиков - силы и положения, контакты которых последо­вательно включались в одну и ту же электрическую цепь. Замыкание электрической цепи и отключение установки проис­ходит в момент одновременного замыкания контактов датчиков. На динамограмме это соответствует проходу пера воображаемого динамографа через заданную точку с координатами Р и S.

Установки этого типа прошли успешные промысловые испы­тания в НПУ им. 26 Бакинских комиссаров и на промыслах Ишимбайнефти. Широкое использование регуляторов откачки, использующих нагрузку на штанги в качестве критерия откачки, в США началось в 70-х годах.

В 1975 г. опытная система регулирования режима откачки была установлена на участке Денвер месторождения Уоссон [28]. Степень выбираемого уровня откачки произвольная. Концом периода откачки считается момент, когда цилиндр насоса заполнен на 85-90% жидкостью. По результатам, полу­ченным в ходе пробного испытания, регулирование режима откачки было распространено в 1978-1979 гг. на весь участок-.

Первоначальная логика, использованная на участке Денвер, интегрировала поверхностную динамограмму и определяла сте­пень откачки по уменьшению площади динамограммы. Уменьшение общей площади динамограммы и потребляемой энергии происходит при уменьшении заполнения цилиндра. Однако при этом в неко­торых частях динамограммы отражаются дополнительные затраты

энергии, а разница между полным заполнением и уменьшением заполнения цилиндра насоса на 10-15% - это небольшое умень­шение рабочей площади динамограммы, полому из-за неточ­ностей исходных данных трудно обнаружить конец периода от­качки. В связи с этим разработана логика, использующая только концевую часть динамограммы. Выбирается 25, 35 или 50% концевой части динамограммы для интегрирования. Изме­нение степени заполнения цилиндра вызывает пропорциональное изменение концевой части динамограммы. Поэтому данная логика позволяет успешно регулировать режим работы скважины.

Фирма "Шелл Уэстрон Е энд инк." установила за последние 12 лет устройства регулирования режима откачки в более чем 2500 скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами ъ Перм­ском бассейне [29J. Системы этой фирмы делятся на следующие основные категории: автономные аналоговые устройства, авто­номные блоки микропроцессора с произвольными возможностями связи с центральным компьютером и централизованной системой, где данные по скважине передаются к центральному компьютеру для принятия решений об регулировании режима откачки. Наи­более широко в Пермском бассейне распространены устройства регулирования, использующие автономные аналоговые блоки. Этот блок измеряет нагрузку на штангу с помощью тензометрического датчика, установленного на балансире станка-качалки. Здесь использован принцип регулирования, предло­женный А.С. Вирновским и П.А. Ивановым.

В последнее время на этом месторождении установлено не­сколько устройств, действие которых основано на измерении числа оборотов двигателя в минуту. Остановка скважины про­исходит, когда средняя мощность падает ниже предварительно установленного значения, Преимущество регулятора этого типа заключается в том, что у него нет кабеля, тензометрического датчика, прикрепленных к движущейся части насосной уста­новки.

Преимущество периодического режима откачки заключается в увеличении добычи, снижении потребления энергии и затрат на эксплуатацию.

Эффект периодического режима откачки был изучен в 140 скважинах на четырех различных нефтедобывающих участках [29]. Повреждения штанг; насосов, время работы оборудования и добыча сравнивали за один год до и после установки регу­ляторов режима откачки.

Число неполадок штанг уменьшилось на 39%, а смены насо­са - на 19%, время работы оборудования сократилось на 23,5%, добыча увеличилась на 3%. Испытания показали, что исполь­зование энергии снижается непропорционально времени работы оборудования. Снижение потребления энергии составляет около 90% от снижения времени работы оборудования. Уменьшение времени работы оборудования на 23,5% означает снижение энергетических затрат примерно на 20%.

Обобщая проведенные исследования, Нили и Толберт считают, что регулирование режима откачки, когда оно правильно при­меняется, дает снижение затрат на подъем оборудования на 25%, потребления энергии на 20% и повышение добычи на 1-4%.

В нашей стране разработано устройство дАя автоматического управления насосной установкой путем определения площади диыамограммы с использованием исходной информации в виде сигналов, получаемых на входах датчиков усилия и угловых перемещений.

Исследования, проведенные А.С. Шешневым, позволили по­строить регулятор откачки принципиально нового типа. Анализ кривых скорости изменения давления газа в затрубном про­странстве и уровня жидкости при накоплении и откачке жидкости из скважины показал совпадение их экстре­мальных точек. На основе этой зависимости был разработан и испытан в НГДУ Альметьевскнефть автомат периодической экс­плуатации А-1.

Преимущество этого способа контроля уровня жидкости в стволе скважины - высокая технологичность устройства, про­стота и доступность измерения сигнала давления. Система работает следующим образом. Время накопления задается со­гласно расчету на программное реле времени, а время откачки определяется автоматически в зависимости от положения уровня жидкости в затрубном пространстве. В процессе откачки регу­лятор через равные интервалы времени производит сравнение текущего и заданного значения производной и при достижении их равенства отключает насосную установку. При этом диффе­ренциальный клапан осуществляет сброс каждого предыдущего приращения давления газа в выкидную линию после очередного сравнения текущего и заданного значения производной.

Внедрение опытной партии этих устройств на скважинах НГДУ Альметьевскнефть показало, что коэффициент снижения отбора жидкости при использовании этой системы изменяется в преде­лах от 0,087 до 0,4 в зависимости от циклов откачки.

Наиболее эффективно автомат А-1 может быть использован для управления работой насосного оборудования скважин с дебитом до 10 м³/сут и газовым фактором до 100 м³/т.