Метод расчета оптимальных параметров скважин
Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Шарифуллин А.А., Молчанова В.А.


ООО УК «Шешмаойл», ФГБОУ УГНТУ

В данной статье рассматривается применение инженерного калькулятора с эмпирическим и/или теоретико-эмпирическим методами расчета оптимальных технологических параметров скважин. Построены динамограммы с наложением на фактическую динамограмму теоретической и прогнозной после корректировки параметров станка-качалки. Определено влияние на динамограмму корректировки изменений параметров. В ходе работ получены данные о приросте по дебиту нефти после оптимизации параметров. Проведение расчетов по описанному в статье методу позволило также провести оптимизацию по снижению глубины спуска насоса (с увеличением скорости откачки, чтобы достичь увеличения дебита при сохранении безопасных нагрузок), в т. ч. на скважинах, характеризующихся большими приведенными напряжениями. Представлены выводы и рекомендации по применению инженерного калькулятора для оптимального режима эксплуатации скважин.
Введение
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт [1, 2]. В Республике Татарстан активно внедряются поршневые компрессорные установки типа КОГС, разработанные в ООО УК «Шешмаойл», которые могут работать с:
  • давлением на выходе до 4 МПа;
  • давлением на входе — ниже атмосферного давления до 0,085 МПа;
  • производительностью до 1 800 м3/сут.
Применение таких установок привело к увеличению дебита насосных установок и улучшению экологической ситуации на устье скважины [3, 4]. Всего установлено более 250 установок КОГС (по состоянию на 15.08.2024).
Так, на примере 2188 скважин одного из месторождений Урало-Поволжья вследствие удаления затрубного давления рассчитан прирост по нефти (рис. 1).
Рис. 1. Зависимость затрубного давления от прироста теоретического дебита

Была применена известная формула Дюпюи [5], из которой видно, что прирост по жидкости составит 19 %. 34 скважины имеют прирост по жидкости более 50 %. Общий прирост по нефти составит 3 958 т/сут (по 2 188 скважинам), в среднем — 1,81 т/сут по скважине, т. е. увеличение нефти предполагается в среднем на 20,7 %. Количество скважин с приростом по нефти 2 т/сут и более — 453 скважины, при этом на данных скважинах газосодержание составляет 335 м3/сут (максимальное значение — 1 288 м3/сут), все скважины подходят для работы с установкой КОГС.
Разработка инженерного калькулятора
Целью данной работы является расчет и реализация оптимальных технологических параметров для добывающих скважин, оборудованных комплексами для откачки газа из скважин (далее КОГС) и эксплуатируемых установкой скважинного штангового насоса (далее УСШН), обеспечивающих эффективный режим откачки.
Расчет оптимальных технологических параметров скважин проводился с использованием инженерного калькулятора (рис. 2), который представляет собой программно-технологический комплекс по проектированию оптимальных технологических параметров работы скважины в условиях вакуумирования или откачки газа из затрубного пространства скважин (ЗПС). Реализация расчетных технологических параметров проводилась на месторождениях ООО УК «Шешмаойл» (Республика Татарстан).
Рис. 2. Интерфейс инженерного калькулятора

Основным критерием выбора скважин является наличие потенциала по повышению дебита путем снижения давления на приеме и забойного относительно текущих значений.
В качестве критериев эффективности эксплуатации скважины приняты:
  1. Обеспечение некоторого минимального забойного давления, принятого для данного пласта как оптимальное.
  2. Обеспечение некоторого минимального уровня жидкости над насосом, обеспечивающего эффективную работу штангового насоса.
В инженерном калькуляторе необходимо учитывать следующие параметры:
  • параметры пласта: коэффициент продуктивности, пластовое давление, глубина кровли пласта по cтволу и по вертикали;
  • параметры насосной установки: длина и диаметр ступеней штанг, типоразмер насоса, глубина спуска насоса (по вертикали);
  • параметры скважины: внешний диаметр НКТ, толщина стенки НКТ, внутренний
  • диаметр обсадной колонны;
  • параметры пластового флюида: плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды, обводненность, газовый фактор, давление насыщения;
  • параметры технологического режима: длина хода, число качаний.
Далее выбирается метод расчета подачи насоса: теоретико-эмпирический или эмпирический. В результате выполненного расчета на предлагаемом инженерном калькуляторе мы получаем рекомендуемые параметры для оптимальной работы скважин при работе КОГС.
Расчетными параметрами являются: забойное давление, давление на приеме насоса, динамический уровень, дебит скважины по жидкости, коэффициент подачи насоса, максимальная нагрузка на штанги, приведенные напряжения. На рисунке 3 представлен пример выполнения расчета инженерным калькулятором: видно, что оптимальный режим эксплуатации скважин будет при забойном давлении 7,4 МПа, дебит при этом будет составлять 22,9 м3/сут.
Рис. 3. Расчетный технический режим по инженерному калькулятору

Технический режим может сильно отличаться при низкой продуктивности пластов, когда подача насоса превышает приток, поэтому динамический уровень жидкости в скважинах находится практически у приема насоса и ниже кровли пласта. Для полуэмпирической методики коэффициент подачи насоса выходит завышенный (так как насос ниже пласта, и газ на прием насоса не попадает по модели), и в таких «экстремальных» условиях режим становится нереализуемым, насос откачивает жидкость быстрее, чем она поступает в пласт.
Результаты анализа промысловых данных по скважинам-кандидатам для ОПИ
Изначально скважины выбирались по критерию высокого давления на приеме Pприем и забойного Pзаб, т. е. скважины, имеющие потенциал по увеличению дебита путем увеличения скорости откачки, снижения давления на приеме и забойного (табл. 1). Выбранные скважины соответствуют критерию Pзаб > 4,5 МПа, Pприем > 4,0 МПа. В таблице 1 представлен детальный анализ по каждой из 14 скважин-кандидатов для ОПИ.
Табл. 1. Скважины-кандидаты с потенциалом по увеличению дебита

Далее построим для сравнения теоретическую и фактическую динамограммы. Теоретическая динамограмма строилась путем численного решения волнового уравнения продольных упругих колебаний штанговой колонны, при этом детальный профиль ствола скважины не учитывался. Построенные теоретические динамограммы нормальной работы насоса и ее сравнение с фактической показаны на рисунках 4–16, где точки — фактическая динамограмма, сплошная линия — теоретическая динамограмма.
Скважина № 9323
На фактической динамограмме (рис. 4) можно отметить наличие повышенных нагрузок в конце хода вниз — начале хода вверх (левая часть динамограммы), которые не предсказывает теоретическая динамограмма, нагрузки в конце хода вверх — начале хода вниз (правая часть) согласуются с фактическими результатами. Данная скважина подходит для корректировки режима.
Рис. 4. Динамограмма скважины № 9323
Скважина № 1567
По характеру линии нагрузки штанг (левая часть динамограммы) видно, что ее длина больше теоретической, т. е. всасывающий клапан открывается с небольшой задержкой, возможно, нагнетательный клапан закрывается с задержкой (рис. 5). Нагрузка при ходе вниз (нижняя часть) меньше, чем на теоретической динамограмме, это связано с влиянием сил граничного трения штанговой колонны о НКТ (наклон оси скважины к вертикали достигает 24°), а также сил вязкого трения штанг о жидкости, поскольку минимальная нагрузка достигается ближе к середине хода вниз при максимальной скорости встречного движения штанг и жидкости. В целом данная скважина также подходит для корректировки режима.
Рис. 5. Динамограмма скважины № 1567

Скважина № 3823
Режим откачки S×n=2,1 м×2,5 мин-1 при насосе условным диаметром 44 мм является достаточно тихоходным, однако даже с учетом вязкого трения теоретическая динамограмма не может предсказать такого сильного проявления трения, которое видно на фактической динамограмме (рис. 6).
В скважине образуется высоковязкая эмульсия (обводненность 42 %). Увеличение скорости откачки для этой скважины может привести к зависанию колонны штанг при ходе вниз. С учетом вышесказанного данная скважина не подходит для увеличения скорости откачки. Однако следует отметить, что глубина спуска насоса для данной скважины (1 094 м) является избыточной ввиду и так высокого давления на приеме, и возможна оптимизация по глубине спуска насоса путем его снижения до 1 000 м (несмотря на небольшое увеличение угла в месте спуска насоса).
Рис. 6. Динамограмма скважины № 3823

Скважина № 1577
По фактической динамограмме (рис. 7) нагрузка значительно снижается, в сравнении с теоретической, особенно при ходе вниз в конце (левая нижняя часть динамограммы), в этой связи данная скважина не выбрана для корректировки режима.
Рис. 7. Динамограмма скважины № 1577

Скважина № 3484
В режим откачки S×n = 3 м×4,2 мин-1 при насосе условным диаметром 44 мм теоретическая динамограмма предсказывает гораздо менее выраженное проявление сил гидродинамического (вязкого) трения при ходе вниз, которое видно на фактической динамограмме (рис. 8). Так же, как и в скважине № 3823, в скважине № 3484 образуется высоковязкая эмульсия. Увеличение скорости откачки для этой скважины также может привести к зависанию колонны штанг при ходе вниз, поэтому данная скважина не подходит для увеличения скорости откачки. Глубина спуска насоса для данной скважины (1 199 м) также является избыточной ввиду высокого давления на приеме, и возможна оптимизация по глубине спуска насоса путем его снижения до 1 100 м.
Рис. 8. Динамограмма скважины № 3484

Скважина № 1412
Фактическая нагрузка при ходе вниз (нижняя часть динамограммы) меньше, чем на теоретической динамограмме (рис. 9), это связано с влиянием сил граничного трения штанговой колонны о НКТ (наклон оси скважины к вертикали достигает 28 °), а также сил вязкого трения штанг о жидкости. В целом данная скважина подходит для корректировки режима.
Рис. 9. Динамограмма скважины № 1412

Скважина № 9323
Отсутствует динамограмма, т. к. на скважине эксплуатируется экспериментальная длинноходовая установка ДГНУ-2-2,5 [3].
Скважина № 1587
Для данной скважины, профиль которой близок к вертикальной, теоретическая динамограмма практически полностью согласуется с фактической (рис. 10). В целом данная скважина подходит для корректировки режима, однако развиваемые максимальные (140 МПа) и приведенные (78 МПа) напряжения являются достаточно высокими.
Рис. 10. Динамограмма скважины № 1587

Скважина № 9321 (бобриковский горизонт)
Фактическая нагрузка при ходе вверх несколько выше, а при ходе вниз (нижняя часть динамограммы) значительно меньше, чем на теоретической динамограмме (рис. 11), это связано с влиянием сил граничного и гидродинамического трения штанговой колонны о НКТ (наклон оси скважины к вертикали достигает 28°). Однако для обводненности порядка 95 % такой вид динамограммы с выраженным вязким трением, достигающим максимума в середине хода вниз, не совсем характерен. Это связано с наличием отложений парафинов в НКТ и забивании проходного сечения труб. При ремонтах на данной скважине всегда наблюдалось отложение АСПО до 4 мм как на штангах, так и на НКТ. Увеличение скорости откачки для этой скважины может привести к зависанию колонны штанг при ходе вниз. В этой связи данная скважина не подходит для корректировки режима.
Рис. 11. Динамограмма скважины № 9321

Скважина № 1572
Для данной скважины теоретическая динамограмма в целом хорошо согласуется
с фактической (рис. 12), фактическая нагрузка при ходе вниз несколько меньше, чем на теоретической динамограмме, что связано с силами граничного трения штанг о жидкость.
Данная скважина подходит для корректировки режима.
Рис. 12. Динамограмма скважины № 1572

Скважина № 9881
Фактическая нагрузка при ходе вверх несколько выше, а при ходе вниз (нижняя часть динамограммы) значительно меньше, чем на теоретической динамограмме (рис. 13),
это связано с влиянием сил граничного и гидродинамического трения штанговой колонны о НКТ (наклон оси скважины к вертикали достигает 33°). В целом данная скважина подходит для корректировки режима, однако развиваемые максимальные (125 МПа) и приведенные (70 МПа) напряжения являются достаточно высокими.
Рис. 13. Динамограмма скважины № 9881

Скважина № 1615
Характер динамограммы (рис. 14) похож с динамограммой скв. № 3221 (наклон оси скважины № 1615 к вертикали достигает 22°). Данная скважина подходит для корректировки режима, однако развиваемые максимальные и приведенные (порядка 70 МПа) напряжения являются достаточно высокими.
Рис. 14. Динамограмма скважины № 1615

Скважина № 3486
Теоретическая динамограмма в целом хорошо согласуется с фактической (рис. 15),
за исключением линии разгрузки насосных штанг (правая часть динамограммы), фактическая нагрузка в начале хода вниз существенно ниже, чем на теоретической динамограмме. Динамические составляющие нагрузки (определяющие наклон динамограммы) для фактической динамограммы выше прогнозных значений. В целом данная скважина подходит для корректировки режима.
Рис. 15. Динамограмма скважины № 3486

Скважина № 9860
Теоретическая динамограмма в целом хорошо согласуется с фактической (рис. 16),
только при ходе вниз (нижняя часть динамограммы) фактическая нагрузка несколько меньше, чем на теоретической динамограмме, это связано с влиянием сил граничного и гидродинамического трения штанговой колонны о НКТ (наклон оси скважины к вертикали достигает 29°). В целом данная скважина подходит для корректировки режима.
Рис. 16. Динамограмма скважины № 9860

Корректировка технологического режима по скважинам-кандидатам для ОПИ
Следующим этапом был расчет технологического режима по скважинам и выбор скважин-кандидатов для опытно-промысловых испытаний (ОПИ). На первом этапе были выбраны скважины (табл. 2), которые имеют потенциал по увеличению дебита путем увеличения скорости откачки, снижения давления на приеме и забойного. Для увеличения скорости откачки регулировалось число качаний n как наиболее удобный для корректировки промысловый параметр. При оптимизации режима увеличение числа качаний задавалось небольшим (возможно увеличение Δn на минимальное число с переходом на следующий по типоразмеру шкив), чтобы обеспечить запас по прочности насосного оборудования, поскольку скважины являются наклонно направленными, и при увеличении числа качаний могут значительно возрастать сопротивления движению штанг, особенно при ходе штанг вниз.
Табл. 2. Результат корректировки числа качаний

Фактические данные до корректировки (давление на приеме, забойное давление, дебит жидкости) представлены в таблице 1. Из скважин-кандидатов по таблице 2 проведен прогнозный расчет динамограмм до и после корректировки технологического режима на примере скважины № 1567 (рис. 17), выполнен учет граничного трения, что позволило приблизить теоретическую динамограмму к фактической при ходе вниз, нагрузки при ходе вверх также возросли.
Рис. 4. Результаты использования прокси-модели вышележащего пласта с целью прогнозирования рисков осложнений при бурении

Видно, что после корректировки режима и увеличения числа качаний с 3,3 до 4,3 нагрузки растут, приведенные напряжения возрастают до 70 МПа, но находятся в допустимых пределах. Задержка открытия всасывающего клапана (судя по фактической линии нагрузки штанг, отличающейся от теоретической) может привести к снижению потенциально достигаемого (прогнозного) дебита.
Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Шарифуллин А.А., Молчанова В.А.

ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия; 2ФГБОУ УГНТУ, Уфа, Россия

isaeff-oil@yandex.ru
Материалы: установка скважинного штангового насоса, скважина, динамограмма, принудительная откачки газа из затрубного пространства скважин.
Методы: эмпирическая и теоретико-эмпирическая модель, расшифровка динамограмм, численное решение волнового уравнения продольных упругих колебаний штанговой колонны.
поршневые компрессорные установки, колонна насосных штанг, динамограмма, забойное давление, дебит, нагрузка на головку балансира, число качаний, длина хода
Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Шарифуллин А.А., Молчанова В.А. Метод расчета оптимальных технологических параметров скважин в условиях принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 36–41.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-36-41
15.08.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-36-41
Рекомендуемые статьи
Добыча
Исследование развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
Результаты моделирования развития трещин многостадийного ГРП на уплотняющих скважинах
Бурение
Построение двухмерной гидродинамической модели вышележащих пластов
В работе рассмотрены вопросы осложнений при бурении скважин на вышележащие пласты относительно целевого, преимущественно связанные с повышенным избыточным давлением
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88
office@runeft.ru