Статья 11. Оценка эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосами

• Название: Оценка эффективности эксплуатации скважин штанговыми насосами
• Дата: 17.10.2022
• Размер: 1.04 Mb.
• Имя файла: Статья 11.pdf
• Тип: Документы; #738152

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 34
УДК 622.276.5
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ
Ахмедов Ильгар Заур оглы – кандидат технических наук, начальник отдела SOCAR, НИПИ
«Нефтегаз», [e-mail]
Тагиева Сабина Эльдаровна – кандидат технических наук, старший научный сотрудник SOCAR,
НИПИ «Нефтегаз», [e-mail]
Ахмедов Муса Ильгар оглы – ведущий инженер, компания «Halliburton», [e-mail]
Аннотация: в статье исследованы возможности увеличения эффективности эксплуата- ции штанговыми скважинными насосами (ШСН) в условиях влияния высокой обводненно- сти и ряда других природных и технологических факторов, свойственных месторождениям, находящихся на поздней стадии разработки. Были всесторонне изучены и проанализированы распределения основных показателей применяемых насосов. По каждому из диаметров насосов были найдены средние значения рассматриваемых показателей, после чего рассчита- ны общая добыча и количество подземных ремонтов скважин (ПРС), при условии, что все скважины работают с одинаковым диаметром насоса. Для выбора самого оптимального ва- рианта было предложено использование относительного критерия добычи нефти. Этот под- ход дает возможность установить такой технологический режим, который обеспечивал бы минимальное количество ремонтов и максимальную добычу нефти.
Ключевые слова: эксплуатация скважин, частота ремонтов, скважинный штанговый насос, дебит нефти, добычные показатели, диаметр насосов.
Введение.
К
ак известно, разработка месторождений на поздней стадии, характеризуется истощением пластовой энергии, снижением пластового давления и добычи нефти, непрерывным ростом обвод- ненности, увеличением частоты подземных ремонтов и уменьшением межремонтного периода скважин. Способ добычи таких месторождений является глубинно- насосным, при котором в подавляющем большинстве скважин эксплуатируются
ШСН. Поэтому, в таких условиях одним из главных факторов стабилизации и повыше- ния добычи является повышение эффектив- ности использования фонда скважин, обору- дованных ШСН. А это подразумевает установления оптимального технологиче- ского режима работы ШСН, наиболее соот- ветствующего геолого-физическим и техни- ческим условиям эксплуатации.
Следует отметить, что при эксплуата- ции ШСН добычные показатели скважин определяются совокупностью природных, т.е. нерегулируемых и техногенных, т.е. регулируемых параметров технологическо- го режима. К регулируемым параметрам, в основном, относятся диаметр насоса, длина хода и число качаний плунжера, глубина спуска насоса под уровень жидкости и другие поддающиеся изменению парамет- ры. К нерегулируемым факторам эксплуата- ции можно отнести такие факторы, как глубина и диаметр скважины, коллекторские свойства пласта и физико-химические харак- теристики жидкостей и газов. С учетом этого, оптимизация режима эксплуатации состоит в выборе и установлении таких регулируемых параметров, при которых обеспечивались бы наиболее приемлемые значения дебита нефти, воды, газа, обводненности, межремонтного периода
(МРП) скважин и других технологических показателей.
Однако процесс добычи нефти в боль- шинстве случаев происходит в осложненных технологических условиях, действие кото- рых значительно ухудшает основные техни- ко-экономические показатели эксплуатации.
Значительная часть возникающих осложне- ний связана с высокой обводненностью, пескопроявлением, отложением солей и твердых углеводородов, а также высокой коррозионной активностью.
Промысловая практика длительно разрабатываемых месторождений свидетель- ствует о значительном ухудшении показателей

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 35 добычи наряду с увеличением частоты подземных ремонтов, проводимых на скважинах по различным причинам. С целью повышения эффективности процесса эксплуатации в зависимости от конкретных условий разработки внедряется широкий ряд геолого-технических мероприятий различно- го назначения и модификаций. Однако их осуществление связано со значительными материальными и трудовыми затратами, длительными простоями скважин и потеря- ми нефти.
Поэтому, в таких условиях целесообраз- но изыскание возможностей управления показателями добычи путем регулирования параметров технологического режима экс- плуатации без привлечения дополнительных мероприятий [1...5].
Обсуждение. В данной статье на основе анализа и оценки состояния эксплуатации месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы показана возможность повышения эффек- тивности процесса эксплуатации скважин, оборудованных ШСН. Для реализации поставленной задачи были проанализирова- ны данные более чем 1000 скважин, диапа- зон изменения показателей которых показан в табл. 1. Как видно, рассматриваемые скважины характеризуется широким диапазоном изменения технологических показателей и параметров: невысокими дебитами, высокой обводненностью и часто- той проводимых ремонтов.
Таблица 1
Основные технологические показатели эксплуатации
Показатели
Значения минимальное максимальное среднее
Дебит нефти, т/сут
0,1 4
0,9
Обводненость, %
13 100 81
Диаметр ШСН, мм
28 56
Частота ПРС за год (среднее на 1 скважину)
8 16 11
МРП, сут.
3 181 68
Так как все рассматриваемые скважины эксплуатируют ШСН и учитывая, что добычные показатели скважин при прочих равных условиях определяются в основном его параметрами, дальнейшие исследования проводились относительно стандартных диаметров фактически используемых ШСН.
Поэтому все основные технологические показатели и параметры эксплуатации были проанализированы и распределены по диаметрам ШСН.
Результаты анализа промысловых данных позволяют выявить следующие характерные особенности условий эксплуа- тации по диаметрам ШСН:
– изменение диаметра ШCН значительно влияет на добычу жидкости и незначительно влияет на изменение дебита нефти скважин;
– сравнительно высокий дебит наблюда- ется в скважинах, работающих с
32-миллиметровыми насосами;
– с увеличением диаметра насоса наблюдается повышение обводненности добываемой продукции;
– наибольшее качество ПРС проводится на скважинах с 44-миллиметровыми насо- сами;
– наибольшая частота ремонтов в сред- нем на 1 скважину наблюдается на скважи- нах с 56-миллиметровыми насосами;
– наибольшее количество годовой добы- чи нефти приходится на скважины с 32 и 44- миллиметровыми насосами;
– наименьшее значение коэффициента подачи (0,44) наблюдается на скважинах с
44-миллиметровыми насосами, а наиболь- шее
(0,65) на скважинах с
56- миллиметровыми насосами;
– наибольшее значение МРП – 87 дней приходится на скважины с
32- миллиметровыми насосами, а наименьшее –
37 дней
– на скважинах с
56- миллиметровыми насосами;
– установлены взаимозависимости между рассматриваемыми технологическими пар- метрами и показателями эксплуатации;
– возможно управление показателями эксплуатации регулированием диаметров
ШСН;

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 36
– с ростом дебита жидкости обводнен- ность продукции растет, что характерно для месторождений на поздней стадии разра- ботки;
– рост обводненности продукции приво- дит к увеличению частоты ПРС и уменьше- нию МРП скважин.
На основе проведенного анализа техно- логического режима эксплуатации и путем соответствующих расчетов можно оценить целесообразность применения ШСН различ- ного диаметра, соответствующих наиболее рациональному энерго- и ресурсосберегаю- щему технологическому режиму эксплуата- ции, при котором обеспечивается макси- мальная добыча и минимальная частота ремонтов.
Условно приняв, что все скважины, работают с одинаковыми ШСН, можно подсчитать средние значения всех рассмат- риваемых показателей эксплуатации после- довательно для фактически применяемых типоразмеров ШСН.
В табл. 2 приведены фактические и рас- четные значения добычных показателей, частоты ремонтов, на основе которых прово- дятся расчеты с предположением, что все рассматриваемые скважины работают толь- ко с 28, 32, 43, 44 и 56-миллиметровыми насосами.
Таблица 2
Фактические и расчетные значения добычных показателей и частоты ремонтов
Показатели
Диаметр, мм
28
32
43
44
56
Количество скважин, %
2,5 31,2 4,3 51,3 10,7
Количество ремонтов, фактическое
252 2588 449 5430 1800
Средний дебит нефти, т/сут
1,1 1,1 0,9 0,7 1,0
Расчетная добыча нефти за год, тыс. т
412 418 337 246 361
Средний дебит жидкости, м
3
/сут.
2,4 3,2 9,8 11,1 28
Количество ремонтов, расчетное
10540 8432 10540 10540 16864
Частота ПРС
10 8
10 10 16
Обводненность, %
40 55 82 85 96
С целью установления режима эксплуа- тации, обуславливающего наиболее опти- мальное соотношение между добычей и соответствующими затратами, предлагается рассчитать отношение количества ремонтов
(КР) на количество добытой за год нефти
(Q
н
) по группам скважин с одинаковыми диаметрами ШСН. Этот условный критерий оптимальности характеризует количество производимых за год ПРС, приходящееся на добычу 1 тыс. т нефти (КР/Q
н
) , соответству- ющий текущим условиям эксплуатации.
Результаты расчетов, проведенных по группам скважин для всех рассматриваемых диаметров ШСН, приведены ниже:
– для ШСН диаметром 28 мм –
10540:412 = 25;
– для ШСН диаметром 32 мм –
8432: 418 = 20;
– для ШСН диаметром 43 мм –
10540:337 = 31;
– для ШСН диаметром 44 мм –
10540:246 = 43;
– для штанговых насосов диаметром
56 мм – 16864:362 = 47.
Согласно промысловой информации, фактическое количество ремонтов, соответ- ствующее данным условиям эксплуатации, составляет 10519 при добыче нефти
267 тыс. т. При фактическом распределении скважин по используемым диаметрам ШСН значение вышеуказанного критерия опти- мальности равно 10519 : 267 = 39, которое очень близко условию (случаю), когда все скважины работали бы только с
44-миллиметровыми насосами. Как видно из этих данных, наименьшее количество ре- монтов на 1 тыс. т добычи или максимальная добыча на 1 ПРС может быть достигнута на скважинах с применением
32- миллиметровых ШСН.
Это условие будет соответствовать наиболее оптимальному технологическому режиму эксплуатации скважин данного месторождения. Это можно объяснить особенностями насосной эксплуатации, где

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 37 при прочих равных условиях увеличение диаметра насоса означает увеличение отбора и, следовательно, приводит к увеличению вероятности возникновения проблем во всей глубинно-насосной установке. Сравнение фактической и расчетной годовой добычи свидетельствует также и о возможном получении дополнительной добычи, равной
ΔQ = 418 – 267 = 151 тыс. т (табл. 2).
Следовательно, в данных условиях эксплуа- тации скважин наиболее целесообразно использование 32-миллиметровых насосов.
Подробный анализ промысловой инфор- мации рассматриваемого месторождения позволил выявить существенное влияние обводненности продукции на исследуемые показатели, такие как частота ПРС (n) и количество ПРС на добычу 1 тыс. т нефти
(Q
н
). Так, исследования показали рост часто- ты и количества ремонтов на единицу добычи с увеличением обводненности. Для наглядности на рис. 1 приводятся графиче- ские зависимости частоты ПРС и величины
КР/Qн от обводненности (S) по группам скважин с одинаковыми диаметрами ШСН.
Рис. 1. Зависимость отношения КР/Qн и частоты ПРС от обводненности
С помощью компьютерной программы получены уравнения, описывающие с доста- точно высокой точностью (более 90 %) эти зависимости:
– для частоты ПРС:
n = 0,0072
S
2
– 0,8862 S + 34,287
– для количества ПРС на добычу
1 тыс. т нефти:
КР/Q
н
= 0,0143 S
2
– 1,5187 S + 62,387
С помощью этих уравнений путем соот- ветствующих математических расчетов рас- считаны темпы роста величин n и КР/Q
н на единицу изменения обводненности. Так установлено, что на каждые 10 % роста обводненности частота ПРС увеличивается на 2 единицы, а величина КР/Q
н увеличива- ется на 5 ПРС тыс. т. Из этих зависимостей видно, что минимальные значения частоты
ПРС и величины КР/Q
н соответствуют значению обводненности, приблизительно равному 60 %.
Учитывая, что высокая обводненность является одним из основных факторов на поздней стадии разработки месторождений, возникает необходимость учета обводненно- сти при оптимизации величины отбора. В связи с этим и с целью определения пре- дельно допустимых значений отбора при минимально возможных значениях обвод- ненности, рассмотрена зависимость обвод- ненности от дебита жидкости по группам скважин. Как видно из рис. 2, с ростом де- бита жидкости q
ж наблюдается достаточно высокий темп роста обводненности.
Данная зависимость почти со 100 %-ной точностью описывается следующим уравне- нием:
S = 22,67 ln (q
ж
) + 25,988
Соответствующими математическими расчетами оценено значение темпа роста обводненности, равное приблизитель- но 22 % на каждые 10 м
3
/сут роста дебита жидкости. По этой зависимости можно определить то предельное значение дебита жидкости, которое равно приблизи- тельно 5 м
3
/сут., при котором обводнен- ность составляет 60 %. А как было отмечено выше, при этом значении

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 38 обводненности частота ПРС и отношение
КР/Q
н имеют минимальные значения, соответствующие наиболее благоприятным условиям эксплуатации скважин.
Рис. 2. Зависимость обводненности от дебита жидкости
Заключение. Таким образом, результаты проведенных исследований текущих условий эксплуатации месторождения
Балаханы-Сабунчи-Рамана позволяют оценить основные добычные показатели и технологические параметры эксплуатации
ШСН различных диаметров и на основе этого установить возможно оптимальный режим отбора жидкости.
Следует отметить, что реализация выше- описанного подхода не требует каких-либо активных промысловых действий или затрат, и он может быть применен с целью решения промысловых задач на месторожде- ниях, находящихся на поздней стадии разработки.
Выводы и рекомендации. Проведен оценочный системный анализ промысловый информации по диаметрам ШСН.
Установлено качественное и количе- ственное влияние обводненности на показа- тели эксплуатации скважин.
При текущих условиях эксплуатации месторождения рекомендуется использова- ние в основном 32-миллиметровых ШСН, с дебитом жидкости не более, чем 5м
3
/сут.
Для текущих условий разработки рекомендуется, по возможности, установле- ние уровня отбора, не допускающего обводненности продукции выше 60 %.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рацио- нальная разработка нефтяных месторожде- ний. М.: Недра, 2005. 607 с.
2. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гимату- динов Ш.К. и др. Эксплуатация и техноло- гия разработки нефтяных и газовых место- рождений, М.: Недра, 1978. 356 с.
3. Ахмедов И.З., Тагиева С.Э.. Рацио- нальное регулирование отбора жидкости при эксплуатации высокообводненных сква- жин // Азербайджанское народное хозяй- ство. 2016. №2. С. 25-29.
4. Гусейнов Г.Г., Ахмедов И.З., Тагиева
С.Э. Учет обводненности при увеличении коэффициента продуктивности пласта //
Азербайджанское народное хозяйство. 2017.
№3. С. 30-34.
5. Ахмедов И.З., Тагиева С.Э., Ахмедова
Т.А. Исследование возможностей увеличе- ния межремонтного периода скважин на основе математических экспериментов /
ВНИИОЭНГ. Серия Оборудование и техно- логии для нефтегазового комплекса. 2010.
№1. С. 33-36.
REFERENCES
1. Lysenko V.D., Grajfer V.I. Racional'naya razrabotka neftyanyh mestorozhdenij. M.:
Nedra, 2005. 607 s.
2. Amelin I.D., Andriasov R.S., Gimatudi- nov Sh.K. i dr. Ehkspluataciya i tekhnologiya razrabotki neftyanyh i gazovyh mestorozhdenij,
M.: Nedra, 1978. 356 s.
3. Ahmedov I.Z., Tagieva S.Eh.. Racion- al'noe regulirovanie otbora zhidkosti pri ehk- spluatacii vysokoobvodnennyh skvazhin //
Azerbajdzhanskoe narodnoe hozyajstvo. 2016.
№2. S. 25-29.

Вектор ГеоНаук/Vector of Geosciences 1(3) 2018
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 39
EVALUATION OF THE EFFICIENCY OF WELL OPERATION WITH
SUCKER-ROD PUMPS AT A LATE STAGE OF FIELD DEVELOPMENT
Ahmedov I.Z., Taghiyeva S.E., Ahmedov M.l.
Annotation: in the article, the possibilities of increasing the efficiency of well operation with sucker-rod pumps (SSN) under the influence of high watering and a number of other natural and technical factors characteristic of deposits that are at a late stage of development are investigated.
The distribution of the main indicators for the pumps used was comprehensively studied and ana- lyzed. For each of the diameters of the pumps, the average values of the considered parameters were found, after which the total production and the number of underground well repairs were cal- culated, provided that all the wells work with the same pump diameter. To select the most optimal option, the use of a relative criterion for oil production was proposed. This approach makes it pos- sible to establish such a technological regime that would ensure the minimum number of repairs and maximum oil production.
Key words: well operation, frequency of well repair,sucker-rod pump, oil yield, production indices, diameter of the pumps.
© Ахмедов И.З., Тагиева С.Э., Ахмедов М.И., 2018
Ахмедов И.З., Тагиева С.Э., Ахмедов М.И. Оценка эффективности эксплуатации
скважин штанговыми насосами на поздней стадии разработки месторождения // Вектор
ГеоНаук. 2018. Т.1. №3. С. 34-39.
Ahmedov I.Z., Taghiyeva S.E., Ahmedov M.l., 2018. Evaluation of the efficiency of well
operation with sucker-rod pumps at a late stage of field development. Vector of Geosciences.
1(3): 34-39.
4. Gusejnov G.G., Ahmedov I.Z., Tagieva
S.Eр. Uchet obvodnennosti pri uvelichenii koehfficienta produktivnosti plasta
//
Azerbajdzhanskoe narodnoe hozyajstvo. 2017.
№3. S. 30-34.
5. Ahmedov I.Z., Tagieva S.Eр., Ahmedova
T.A. Issledovanie vozmozhnostej uvelicheniya mezhremontnogo perioda skvazhin na osnove matematicheskih ehksperimentov
/
VNIIOEHNG.
Seriya
Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa.
2010. №1. S. 33-36.