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.