Повышение достоверности оценки дебита нефтяной скважины по динамограмме

Повышение достоверности оценки дебита нефтяной скважины по динамограмме
Новость

23 мая 2007, 12:36
Клара Тагирова, к.т.н., Игорь Дунаев, Уфимский государственный авиационный технический университет Дебит нефтяной скважины — один из основных ее технико-экономических показателей. Точность его определения напрямую влияет на эффективность добычи как отдельной скважины, так и их совокупности (куста, НГДУ, предприятия).

Клара Тагирова, к.т.н., Игорь Дунаев, Уфимский государственный авиационный технический университет

Дебит нефтяной скважины — один из основных ее технико-экономических показателей. Точность его определения напрямую влияет на эффективность добычи как отдельной скважины, так и их совокупности (куста, НГДУ, предприятия). Предлагаемая методика позволяет на базе недорогих и простых в эксплуатации динамографов получать наиболее достоверные оценки дебита. Повышение точности достигается за счет применения усовершенствованного методического аппарата, который позволяет учитывать кривизну скважины, силы гидродинамического трения, инерции и др. факторы, которые обуславливали значительную погрешность в определении дебита.

В связи с возрастанием фонда малодебитных скважин из-за истощения длительно разрабатываемых нефтяных месторождений и региональных геологических особенностей значительно увеличился и фонд механизированных скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами (ШСН). Одним из главных факторов, влияющих на эффективность и производительность добычи нефти, является дебит скважины. Знание этого параметра необходимо для выбора режима работы насосной установки, технологического учета продукции и т.д.

В настоящее время существует значительное количество средств измерения дебита нефтяных скважин. Их можно классифицировать на три основных типа.

Первый тип — измерители дебита, использующие объемный метод измерения (ГЗУ «Спутник», установка «Квант»).

Второй тип — так называемые «накладные» расходомеры на основе различных излучателей: токов УВЧ, тепловых, радиоизотопных.

Третий тип — массовые расходомеры, основанные на измерении массы жидкости скважины и времени ее поступления (установка АСМА-Т-03-180).

Все перечисленные средства измерения дебита обладают одним недостатком — это сравнительно высокая стоимость как замера, так и их обслуживания.

Основным способом контроля состояния установки ШСН на сегодняшний день остается ее динамометрирование с помощью динамографа. Динамометрирование скважин — это процесс получения зависимости изменения нагрузки в точке подвеса штанг от перемещения этой точки в виде замкнутых кривых, называемых динамограммами. Сам динамограф сравнительно недорог и прост в обслуживании.

Круг вопросов, решаемых динамометрированием, довольно обширен. Анализ динамограммы позволяет получить свыше трех десятков различных параметров, описывающих состояние глубинно-насосного оборудования без его подъема. А при соответствующей обработке по динамограмме можно определить дебит скважины (по жидкости), давление на приеме насоса, коэффициент продуктивности, среднюю плотность газожидкостной смеси в трубах.

Основы динамометрирования

Изменение нагрузки на полированном штоке за время одного полного цикла работы установки является результатом сложного взаимодействия большого числа различных факторов. При этом простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы насоса получается при соблюдении следующих условий:глубинный насос исправен и герметичен;погружение насоса под динамический уровень равно нулю;цилиндр насоса целиком заполняется дегазированной и несжимаемой жидкостью из скважины;движение полированного штока происходит настолько медленно, что обуславливает полное отсутствие инерционных и динамических нагрузок;силы трения в подземной части установки равны нулю.

Представим теперь этот цикл графически в координатах: S — перемещение точки подвеса штанг, Р — нагрузка на штанги в точке их подвеса (см. рис. 1). Цикл нормальной работы установки представляет собой параллелограмм ABCD, у которого АВ и CD — участки восприятия и снятия нагрузки; BC и DA — участки неизменной нагрузки при ходе вверх и вниз; ABC и CDA — участки хода точки подвеса штанг вверх и вниз.

При определении дебита через динамограмму имеется в виду, что за дебит принимается количество жидкости в полости скважинного штангового насоса за время качания. Поэтому для точного определения дебита необходимо достоверно определить заполняемость насоса.

Известно несколько методик расчета дебита по практическим динамограммам (см. рис. 2), согласно которым производительность глубинно-насосной установки (приравниваемая к дебиту скважины) прямо пропорциональна площади сечения плунжера, числу качаний и эффективной длине хода плунжера:

где Qн — производительность установки, м3/сут.,

Fпл — площадь сечения плунжера,

м2,

Lшт — длина хода устьевого штока, м,

N — темп качания, кач./мин., — коэффициент подачи насоса,

K1 — коэффициент, характеризующий герметичность глубинно-насосного оборудования,

K2 — коэффициент усадки жидкости,

K3 — отношение длины хода плунжера к длине хода полированного штока, — коэффициент наполнения насоса,

Sэф — эффективная длина хода плунжера.

Основное отличие этих методик друг от друга заключается в способе определения эффективного хода плунжера. Но все они сходны в том, что эффективный ход плунжера определяется графически.

Индивидуальная теоретическая динамограмма

На практике динамограммы, близкие по динамике к представленной упрощенной модели, бывают редко. Совпадение практических нагрузок на динамограмме с расчетными бывает еще реже (чаще всего эти совпадения случайные), так как используемая модель сильно упрощена (не учитывает невертикальность скважины, силы гидродинамического трения, силы инерции, вибрации в колонне штанг, давление на приеме насоса и т.п.). Кроме того, даже при средних темпах качания на динамике изменения нагрузки сказываются силы инерции и динамические нагрузки. В невертикальных скважинах и ряде других случаев возможны большие силы трения по длине колонны подвески. В подтверждение вышесказанного замечено, что наиболее достоверно определение дебита системами динамометрирования происходит на вертикальных скважинах, где сводятся к минимуму неучтенные составляющие суммарной погрешности, возникающие из-за сил трения на изгибах НКТ и сил инерции.

Т.е. в тех случаях, когда условия работы установки близки к условиям, оговоренным в модели простейшего цикла работы установки.

Решением для достоверного определения дебита при любых условиях работы представляется разработка математической модели, учитывающей конструктивные особенности исследуемой скважины, трение штанг о колонну труб, кривизну скважины, силы инерции, силы гидродинамического трения и пр. По этой модели для каждой скважины можно рассчитать индивидуальную теоретическую динамограмму нормальной работы установки и использовать ее в качестве эталона при обработке практических динамограмм. При таком подходе будут учитываться:массогабаритные параметры используемого оборудования установки (общая длина, диаметр, вес, жесткость насосно-компрессорных труб и насосных штанг, диаметр плунжера насоса);режим работы установки (скорость качания, размах хода точки подвеса штанг);свойства скважины и скважинной жидкости (кривизна скважины, давление забоя, плотность откачиваемой жидкости).

Математическая модель установки ШСН

Установка ШСН состоит из следующих основных частей: насосно-компрессорные трубы (НКТ) с прикрепленным к окончанию цилиндром насоса, насосные штанги, соединенные с плунжером насоса на одном конце и наземной частью установки на другом, независимо действующих нагнетательного и приемного клапанов. А также откачиваемой скважинной жидкости, находящейся в полости НКТ.

Работа всех частей описывается системой дифференциальных уравнений. При этом параметры оборудования установки учитываются коэффициентами в этих дифференциальных уравнениях.

Таким образом, задавая режим работы установки, можно моделировать цикл ее работы, получая индивидуальную (для этой установки) расчетную динамограмму (см. рис. 3). При этом в расчетах учитывается влияние невертикальности скважины, сил трения и инерции.

Понятно, что в модели остаются неизвестные аргументы, такие как давление на приеме насоса, плотность откачиваемой жидкости и ряд других. Поэтому оценка дебита с применением модели сводится к следующему алгоритму:динамографом снимается практическая динамограмма установки;в модели задаются массогабаритные параметры оборудования установки и рассчитывается индивидуальная теоретическая динамограмма;неизвестные коэффициенты и аргументы модели варьируются до тех пор, пока различие между практической динамограммой и рассчитанной по модели будут минимальны;полученная модель с подобранными таким образом коэффициентами используется для определения эффективного хода плунжера (т.е. хода с момента закрытия нагнетательного клапана до его, плунжера, крайнего положения) и в конечном счете для оценки дебита.

Повышение точности оценки дебита по сравнению с известными способами достигается за счет более точной аналитической идентификации цикла работы установки ШСН.

Рассмотрим подробнее, за счет чего достигается повышение точности определения эффективного хода плунжера. В применяемой в настоящее время методике, как было указано ранее, эффективный ход плунжера определяется графически, т.е. момент закрытия нагнетательного клапана выбирается оператором визуально из некоторой достоверной области на практической динамограмме (см. рис. 4). Неоднозначность выбора точки отсчета Sэф иллюстрируется примером на реальных динамограммах, снятых с интервалом в 10 мин. Разброс значений Sэф составил примерно 100 мм.

Для расчета дебита важно точно определить момент закрытия нагнетательного клапана. При использовании предлагаемого подхода математическая модель позволяет четко разделить фазы цикла работы установки (восприятия нагрузки столба жидкости штангами, движения плунжера вверх, снятия нагрузки со штанг, движения плунжера вниз).

Для реализации предложенной методики предварительно адаптируется математическая модель установки с учетом заданных массогабаритных параметров оборудования и коэффициентов, при которых имитируется нормальная работа. Далее в модель вводится начальная степень незаполнения насоса, которая изменяется путем подбора коэффициента модели до тех пор, пока различие между практической и расчетной (по модели) динамограммами станет минимальным. На следующем шаге при установленном коэффициенте незаполнения насоса определяется точный момент закрытия нагнетательного клапана и соответствующее значение эффективного хода плунжера.

Как видно из вышесказанного, точность определения эффективного хода плунжера в существующих методах зависит от субъективных факторов — квалификации и опыта человека-оператора, и ошибка определения хода не всегда может быть исключена. В предлагаемом же подходе точность определения хода зависит лишь от точности самой модели, а ошибка вычислений при этом может быть оценена и исключена.

Заключение

Таким образом, разработан новый метод оценки дебита по динамограмме, расширяющий границы его применимости за счет учета возмущающих факторов, действующих на штанговые скважинные насосы в процессе добычи, — кривизны скважины, сил гидродинамического трения, сил инерции, давления на приеме насоса, плотности откачиваемой жидкости.

Литература

1. Тахаутдинов Ш.Ф., Фархуллин Р.Г. и др. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ. — Казань: Новое Знание, 1997 — 76с.;

2. Г.И. Поляков, А.С. Черняк. Результаты проведения промысловых испытаний по калибровке систем динамометрирования в НГДУ ОАО «Татнефть». — МОАО «Нефтеавтоматика»;

3. Белов И.Г. Исследование работы глубинных насосов динамографом — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 127с.

4. Классификация динамограмм штанговых скважинных насосных установок с использованием нейронной сети (Классификация динамограмм ШСНУ). Свид. об офиц. рег.прогр.для ЭВМ № 2006611849. 30.05.2006 г.

Нашли опечатку в тексте? Выделите её и нажмите ctrl+enter