Оптимизация режимов работы скважин, оборудованных УЭЦН

Основными видами гидродинамических исследований на месторождении являются замеры динамических и статических уровней, замер затрубного и линейного давления, снятие КВУ и КПУ, и снятие КВД и КПД, замер пластового и забойного давления глубинным манометром, интерпретация данных исследований ( расчет пластового и забойного давлений и коэффициента продуктивности ). Расчеты параметров скважины выполняются по устаревшим методикам. СибНИИНП  предложил новые методики. Составляются номограммы по газосодержанию и на них наносятся точки значений давления на приёме насоса в зависимости от обводнённости. Скважины точки, которых находятся выше 0.2 требуют оптимизации ( подбор другого УЭЦН, установка газосепаратора).   Берутся исходные данные для обработки результатов исследования скважин методом волнометрирования. Далее рассчитываются: скорость звука, пластовое и забойное давления, динамический и статический уровень, коэффициент продуктивности, плотность пластовой нефти в затрубном пространстве и плотность нефти в инервале приём – забой, давление на приёме насоса, газосодержание, газовый фактор, коэффициент газосепарации.

В результате пересчёта по данной методике, на основе исходных данных, по рассматриваемым скважинам получим следующие параметры. ( Таблица 6.3. )  При сравнении данных из таблиц 6.2. и  6.3. видна разница между замеренными и рассчитанными параметрами.

Используя пересчитанные по методике СибНИИНП исходные данные, был произведен  расчёт конструкции скважины и подбор УЭЦН по комплексу FloSystem программа WellFlo, Версия  3.5., производитель программы Edinburgh Petroleum Services Ltd.

Это программа узлового анализа. Её функция – анализ поведения нефтяных флюидов в скважине. Это поведение моделируется в терминах давления и температуры флюидов, как функции дебита и свойств жидкости. Программа берёт как входные данные описание пласта, аппаратные средства внутри скважины и поверхностных аппаратных средств, Это комбинируется с данными свойств жидкости. Программа затем выполняет вычисления, для того, чтобы определить давление и температуру флюидов. Может быть использован различный режим работы. Первый – определение дебитов по давлениям, второй – определение давлений по дебитам. Первый режим относится к вычислениям индикаторной диаграммы, второй – к приложениям по контролю или диагностике работы скважины.

Вычисление потенциального притока не может быть сделано непосредственно, поэтому используется специальная методика определения рабочей точки, для чего давление в точке системы вычисляются для диапазона дебитов, ведя вычисления от верхнего узла системы до нижнего. Дебит и соответствующее ему давление определяют рабочую точку системы.

Проектирование конструкции 

скважины. Можно произвести вычисления индикаторной диаграммы как функцию различных параметров: размеров труб, различной перфорации. Также производится обсчёт и выбор УЭЦН с возможностью анализа его работы на разных глубинах подвеса.

Моделирование чувствительности разрабатываемой скважины к различным факторам, которые могут влиять на её работу на долгосрочной основе, типа увеличения обводнённости или уменьшения пластового давления.

WellFlo требует установки описания скважины и пласта, для чего нужны данные по пласту, по подземному и наземному оборудованию и данные свойств флюидов. Также необходимо сделать выборы моделей вычислений, используемых для расчёта термодинамических свойств пластового флюида, индикаторной диаграммы, вертикального течения, температуры и запорной арматуры. Далее программа позволяет создать иллюстрированное представление модели скважины. Для условий нашего региона используем корреляцию падения давления в подъёмных трубах Orkiszewski. Вычисление коэффициента трения использует шероховатость стенки, но изменяется с режимом потока, а для дисперсного потока сохраняет дополнительное трение, обусловленное гребнями плёнки жидкости на стене канала.

Имеется выбор вычисления падения давления или определения рабочей точки. Диапазон узлов, включенных в процесс вычислений, может быть установлен в соответствии с необходимостью. Можно обрабатывать одиночный случай или делать расчёты с учётом двух переменных чувствительностей. Имеется выбор корреляций потока, для штуцера. Выбор наиболее подходящего электрического насоса и двигателя может быть оптимизирован.

Структура  подбора и расчёта  УЭЦН.

1.       Вводим основные данные.

Месторождение, номер куста и скважины.

2.       Описание скважины как добывающей системы от пласта до сепаратора ( или устья ).

2.1.         Ввод данных по отклонению ствола ( инклинометрия ).

Вводим инклинограмму от устья до середины интервала перфорации. Причём вычисление вертикали вычисляется автоматически, в зависимости от величины угла отклонения.

2.2.         Ввод данных по проточной части скважины. 

 Вводим наружный и внутренний диаметр обсадной колонны, данные по НКТ, замеренную глубину подвеса насоса, наружный и внутренний диаметр НКТ, вес и шероховатость.

2.3.         Ввод данных по флюиду.

2.3.1.       Плотность нефти.

2.3.2.           Удельный вес газа по воздуху.

2.3.3.           Плотность или минерализация воды.

2.3.4.           Промысловый газовый фактор.

2.3.5.           Обводнённость нефти.

2.4.         Подгонка  ( настройка ) параметров флюида на конкретные данные ( при их наличии ).

2.4.1.           Давление насыщения.

2.4.2.           Объёмный пластовый коэффициент.

2.4.3.           Вязкость нефти.

2.5.         Ввод данных по притоку скважины. Эти данные могут вводиться одним из трёх предлагаемых способов. Выбор зависит от того, какие данные имеются в наличии:

2.5.1.     Данные гидродинамических исследований:

I)                  пластовое давление

II)               пластовая температура

III)            проницаемость пласта

IV)           приведённый радиус скважины (скин – фактор)

2.5.2.     Данные промысловых замеров.

I)                    пластовое давление

II)                 пластовая температура

III)              забойное давление

IV)             соответствующий  этому забойному давлению поверхностный дебит ( жидкости ).

2.5.3.  «Ручной» ввод  ( наиболее типичная ситуация ).

I)                  пластовое давление

II)                   пластовая температура

III)      Коэффициент  продуктивности скважины.

Выбираем тип индикаторной диаграммы. Так как при желаемом дебите давление на забое будет около давления насыщения, то для получения более точных результатов стоит выбрать зависимость типа Vogel.

 

3.       На этом этапе в схему скважины вводится элемент ЭЦН.

3.1.         После «подвеса» насоса возникает диалоговое окно, где можно выбрать режим вычислений: Подбор или Анализ. А также необходимо указать параметры,  которые будут использоваться при подборе:  максимальный наружный диаметр установки, рабочая частота питания, износ насоса и П.Э.Д., наличие и эффективность газосепаратора и т.д.

3.2.         После этого можно запустить подбор ЭЦН. Для этого необходимо будет указать потребный поверхностный дебит и какое – нибудь известное давление  для привязки верхнего узла, например, давление на буфере.

Взять минимальную ( 100% ) и максимальную ( 112% ) подачу. Это будет означать, что будут  выбираться только те насосы, расчётная подача для которых будет равна минимальной , и может превышать максимальную на 12%. Чем больше диапазон, тем больше насосов будет выбрано.

Запускам процесс подбора.

3.3.         Результатом расчёта ( подбора ) будет список подходящих комбинаций Насос/П.Э.Д. ( диалоговое окно со списком комбинаций Насос -  П.Э.Д., рис.6.1.). Как правило для многих насосов расчётное число ступеней будет отличаться от реального числа ступеней стандартных модулей. Выбираем наиболее подходящую комбинацию и устанавливаем установку. Здесь можно рекомендовать «установить» реально имеющийся в наличии насос и проанализировать, как он будет работать. Возможно, развиваемая им подача будет не очень сильно отличаться от заложенной в расчёт потребной.

  

Рис. 6.1.

 

По необходимости, мы можем изменить количество ступеней, паспортные характеристики,  тип кабеля. Характеристики установленного насоса можно посмотреть в виде графиков. После просмотра нужно перейти к анализу работы конкретной установки.

4.       Теперь, имея «установленный» ЭЦН, можем выполнять анализ работы конкретной установки. Этот режим позволяет не только рассчитать режим её работы, но и промоделировать влияние на её эксплуатационные характеристики ряда факторов, значения которых либо не были точно известны, либо могут изменяться во времени. Результатом расчёта рабочей точки будет являться дебит скважины с установленным конкретным ЭЦН. Это значение можно использовать для инициализации процесса подбора повторно.

5.       Указав в диалоговом окне, которое появляется при выборе Разработка ЭЦН, дебит, обеспечиваемый реальной установкой, можно повторить расчёт. В этом случае все соответствующие параметры            (свободный газ на приёме, развиваемый напор и прочее ) будут показаны для реального ( или близкого к нему ) числа ступеней реального ЭЦН. В появившемся диалоговом окне определяем верхний узел расчёта как Устье с соответствующим ему давлением. Вводим как пластовую, так и атмосферную температуру. Список  значений дебитов установлен с разбивкой от 5% до 95% потенциального дебита. Иногда имеет смысл сузить этот диапазон, по той причине, что большие значения могут приводить к нарушению расчёта из-за превышения эксплуатационных пределов насоса на подаче. После окончания процесса узлового анализа появится окно с результатами расчёта рабочей точки. Рабочий дебит является поверхностным дебитом по жидкости, а рабочее давление являетя давлением на выкиде насоса. Теперь можно посмотреть рассчитанный режим работы данной установки в соответствии с расчётом. Рассматриваем графики Притока/Истечения, Давление/Глубина, Характеристики ЭЦН, Газовыделение в ЭЦН. Можно отредактировать графики по своему усмотрению для более удобной работы с ними вывести на печать. Также выводится на печать отчёт по подбору установки. Графики и отчёт по одной из рассматриваемых скважин приведены ниже.

Подобранные установки ЭЦН для  рассматриваемых в проекте скважин показаны в таблице 6.4.

На некоторых скважинах не было достигнуто повышения дебита, но в связи с тем, что предлагается замена отечественных УЭЦН на УЭЦН Reda, предполагается увеличение межремонтого периода и соответственно уменьшение затрат на ремонт скважин.

Ниже приведена блок–схема структуры подбора и расчёта. Данная последовательность действий показывает основные моменты. Первый шаг – вход в блок ПОДБОР ЭЦН. Это ввод приблизительно ожидаемого дебита. Волне естественно, что для обеспечения именно такого значения расчётное число ступеней будет отличаться от реального числа ступеней конкретного насоса. Здесь нужно решить, какой насос будет установлен, с большим или меньшим стандартным набором по отношению к расчётному. Только после «установки» в схему скважины определённого насоса, мы сможем получить поверхностный дебит жидкости, который будет обеспечиваться этим насосом – блок АНАЛИЗ РАБОЧЕЙ ТОЧКИ. Новый «заход» в блок ПОДБОР ЭЦН с полученным значением рабочего дебита должен дать в результате соответствие между расчётным и реальным числом ступеней. Иногда, в силу ошибок округления, эти числа могут отличаться, но не сильно ( 2 – 4 ступени).

 

Блок – схема структуры подбора и расчёта

Давление насыщения

Объёмный коэффициент

Вязкость

 

«Устанавливается»  насос с ближайшим большим по каталогу числом ступеней

 

ВЫБОР УСТАНОВКИ

 

Расчётное число сту-пеней может не соот-ветствовать числу ступеней по каталогу

 

 

РАСЧЁТ  ПОДХОДЯЩИХ КОМБИНАЦИЙ

 

ОПИСАНИЕ ФЛЮИДА

 

ОПИСАНИЕ СКВАЖИНЫ

 

Результат – значение дебита, обеспечиваемое выбранным насосом – QРТ.

Можно изменять число ступеней!

 

АНАЛИЗ РАБОЧЕЙ ТОЧКИ

 

ВВОД В СХЕМУ СКВАЖИНЫ ЭЛЕМЕНТА ЭЦН

 

ПОДБОР УЭЦН

 

Задаём желаемый дебит

 

ПРОВЕРКА НА ФОНТАНИРОВАНИЕ

Для  проверки надёжности данных

 

Настройка на конкретную нефть

 

Плотность нефти

Уд. вес газа

Плотность воды

Газовый фактор

Обводнённость

 

 

Проницаемость пласта

 

Скин - фактор

 

Замеренный дебит

 

Коэффициент продуктивности

 

Забойное давление

 

ОПИСАНИЕ  ПРИТОКА СКВАЖИНЫ

 

 

                           Либо

 

 

                                        либо

 

 

                                                       либо

                                                       

 

Пластовое давление

 

Пластовая температура

 

Проточная  часть ствола

 

Инклинометрия

 
Схема операций при подборе и моделировании ЭЦН


Таблица 6.3.

Результаты расчёта параметров по рассматриваемым скважинам ного месторождения

Показатель

Номер скважины, пласт БС4+5

744

1031

1029

5888

6698

6694

5829

226

1118

1076

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Входные данные

Замеренный динамический уровень

1092

1423

1269

1948

966

840

1115

1039

1727

1343

Замеренный статический уровень

651

300

526

847

691

578

377

261

501

677

Давление на устье в затрубье динамическое

11

11

13

16

6

6

16

21.5

14,5

12

Давление на устье в затрубье статическое

12

10.5

13.5

17

10

5

14

15

14.5

10

Обводнённость

4

0

0

12

5

0

0

5

0

0

Дебит жидкости

38.4

50

50

105

25

50

50

52

50

96

Пластовая температура

96

Плотность попутной воды

1003

1024

1024

1003

1003

1024

1024

1003

1024

1024

Плотность жидкости глушения

1024

Результаты расчёта

Средняя плотность в затрубье

757.2

777.4

737.3

582.8

768.7

731.9

783.6

780.3

755.1

777.4

Средняя плотность ГЖС в интервале приём– забой

866.7

762.8

800

636.2

925.1

826.8

820.7

852.2

643.8

726.7

Расстояние до динамического уровня

1343

1739

1549

2315.5

1194.5

1042.9

1363

1267.5

1992

1653.3

Продолжение таблицы  6.3.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Расстояние до статического уровня

799.4

367

642

1006.5

847

719.3

463.2

323

578.9

836.9

Скорость звуковой волны

393.4

390.9

390.2

380

395.6

396.9

391

390

369.1

393.8

Давление на приёме погружного насоса

37.87

31.44

30.53

18.38

42.69

35.99

39.17

52.96

10.78

37.89

Температура на приёме насоса

75.86

83.49

72.7

94.07

69.97

65.63

73.36

74

83.09

87.05

Газосодержание на приёме насоса:

 

При нормальных условиях

30

35.4

34.6

46.5

26

30

28.8

19.6

52

31.5

При термобар. Условиях

1

1.4

1.3

3.2

0.7

1

0.9

0.4

5.9

1

Коэффициент газосепарации на приёме насоса

0,75

0.23

0.75

0.75

0.75

0.75

0.23

0.75

0.23

0.13

Расчётный газовый фактор

61.5

Динамическое давление:      на забое скважины

114.16

81.15

108.23

43.73

135.88

133.63

117.4

134.11

52.14

84.49

на ВНК

126.51

90.95

117.62

52.26

136.84

143.5

127.26

147.91

60.29

92.52

Пластовое давление :     на забое

163.46

191.01

181.06

150.27

172.66

166.12

190.41

200.63

174.25

150.93

на ВНК

175.81

200.81

190.46

158.8

173.61

175.98

200.28

214.43

182.4

158.98

Коэффициент продуктивности в поверхностных условиях

0,78

0.46

0.69

0.99

0.68

1.54

0.68

0.78

0.41

1.44

Коэффициент продуктивности в пластовых условиях

0,94

0.55

0.84

1.17

0.82

1.87

0.83

0.94

0.5

1.76


Таблица 6.4.

Результаты подбора УЭЦН  по рассматриваемым скважинам ного месторождения

Показатель

Номер скважины, пласт БС4+5

744

1031

1029

5888

6698

6694

5829

226

1118

1076

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Диаметр колонны

146

146

146

146

146

146

146

146

146

146

Диаметр НКТ

73

73

73

73

73

73

73

73

73

73

Модель насоса

 Число ступеней

Reda

DN675

219ст.

Reda

DN440

268ст.

Reda

DN440

304ст.

Reda

DN675

219ст.

Reda

DN440

266ст.

Reda

DN1000

230ст.

Reda

DN675

258ст.

Reda

DN675

258ст.

Reda

DN440

266ст.

Reda

DN 800

172ст.

Подача насоса:

Минимальная

 

42.4

 

13.3

 

13.3

 

42.4

 

13.3

 

92.7

 

42.4

 

42.4

 

13.3

 

66,3

Максимальная

110

72.9

72.9

110

72.9

165.6

110

110

72.9

125,8

Погружной       электродвигатель

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456      Series

456         Series

Паспортные      характеристики:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность

46.6

37.3

37.3

46.6

37.3

67.1

46.6

56

37.3

65.2

Напряжение

1350

1355

1355

1350

1355

1135

1350

1345

1355

1350

 

Продолжение таблицы 6.4.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ток

29.5

23

23

29.5

23

50

29.5

35

23

41

Рабочие              характеристики:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Мощность

38.8

31

31

38.8

31

56

38.8

46.6

31

54.4

Напряжение

1125

1129

1129

1125

1129

946

1125

1120

1129

1125

ток

29.5

23

23

29.5

23

50

29.5

35

23

41

Глубина спуска               насоса

1920

2000

2100

2080

2100

1940

1920

2100

1900

1960

Рабочее:                        давление

 

110.3

 

123.8

 

111

 

107.5

 

101.7

 

86

 

131

 

122.4

 

135

 

110.6

температура

84

83

83

86

84

87

82

87

78

86

дебит

73.5

49.2

60.1

82.4

55.6

137

74.8

92.4

38.6

89.9

мощность ЭЦН

14

11

11.1

11.7

11

19.7

16.9

16.6

11

12.7

ток

10.3

7.9

8.1

8.7

7.7

16.6

12.5

12.2

8

9.5

 

 Выводы и рекомендации

 

1.     Месторождение находится во второй стадии разработки.

2.     Основным продуктивным пластом является пласт БС4+5 с запасами 80% от НИЗ.

3.     Залежь литологически экранирована, с весьма ограниченным подпором законтурных вод.

4.     Плотность сетки скважин 25 га/скв., с трёхрядной блоковой системой с треугольной сеткой скважин. На отдельных блоках проведено уплотнение сетки скважин до 17 га/скв.

5.     Добывающий фонд составил 749 скважин.

6.     Применена технология бурения горизонтальных скважин, не оправдавшая себя из-за низких дебитов.

7.     Добыча ведётся мехспособом, с помощью УЭЦН, УШГН. Отечествен-ные – Алнас, импортные – REDA. МРП на 1999 год составил 324 суток.

8.     Для исследований наиболе используем прибор Микон – 04, глубинные манометры МСУ1, МГН2, Leutert.

9.     Большую часть составляют ЭЦН50 – 34,53% и REDA – 36,54%.

10.  Основной причиной отказов отечественных УЭЦН является пробой изоляции кабеля и пробой обмотки статора, а такжк засорение УЭЦН мехпримесями. Поэтому наработка у них ниже, чем у ЭЦН REDA.

11.  Данные исследований пересчитываются по устаревшей методике. Рекомендуется для более точных параметров использовать новую методику, разработанную СибНИИНП.

12.  Подбор УЭЦН производился по новой программе WellFlo.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога