ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ Н&УЧНО-ИССЛЕДОЕАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИ)

МЕТОДИКА

ОПТИМАЛЬНОЮ ПОДБОРА ТИПОРАЗМЕРА И РЕЖИМА РАБОТЫ ШТАНГОВОЙ ШБИННОНАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

РД - 39 -1-289-79

Москва - 31980

ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ Ш^УННО-ЙССЛЕДОЬАТЕЛЬСКНЙ ИНСТИТУТ (ВНИИ)

/

МЕТОДИКА

ОПТИМАЛЬНОГО ПОДБОРА ТИПОРАЗМЕРА А РЕДША РАГОТЫ ШТАНГОВОЙ ШШНОНАСОС/ЮИ УСТАНОВКИ

РД - 39 -1-389-79

Москва - ] 1980

3. ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТОВ ПО МЕТОДИКЕ

Обила я схема алгоритма адаптивной методики приведена на рис. I, э содержание каждого из блоков описано в оледующих подпунктах.

Рис. I Обцая схема алгоритма расчетов по методике,

В алгоритме предусмотрена возможность исключения полностью или частично блока расчете корректирующих коэффициентов в случав отсутствия или недостаточности данных о фактической эксплуатации скважины и ШГНУ„

3.1. Блок вводе исходных денных

Для адаптации расчетных зависимостей к конкретным условиям (ресчет корректирующих коэффициентов) должны быть З8дены данные о фзктическоы режиме эксплуетвцин скважины» компоновко установленного насосного оборудования, а также физических свойствах компонентов добываемой продукции, конструкции окважины и т.п.

При выборе оптимального типоразмера и режима рэботы ШГНУ ведаются планируемый режим эксплуатации для каждой скважины (дебит нефть, обводненность продукции, забойное и устьевое давления), а также необходимая нормативно-справочная информация (паспортные данные насосов, станков-качалок, насосных штанг и подъемных труб, нормативы, тарифы и т.д.).

Подробное описание исходных данных приведено в пункте П.1. “Приложения!¹)

_гРАСЧеТА,    ,

3.2. Блок а да пта ции^корректирущих коэффициентов]

Последовательность проведения расчетов в данной блоке представлена на рис. 2, в содержание отдельных разделов описано нике.

3.2.1. Расчет давления на приеме нвсоса производят, задаваясь фактическими величинами дебите нефти, обводненности, заборного давления и глубины спуска насооа, согласно алгоритму, описанному в пункте П.2.

РД-39-1-239-79 стр. 13

3.2.2.    Расчет экстремельных нагрузок в точке подвоев штанг

Для фактически установленного в скважине оборудования (скважинный насос, насосные штанги и подъемные трубы) и скорректированной величины давления на приеме последовательно рассчитываются величины:

коэффициента сепарации газа у приема насоса (см. П.З), давления в подъемных трубах на выходе из насоса, (ои.л. П. 4) максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг (см.п. П.15).

3.2.3.    Расчет коэффициенте подачи ШГНУ для фактического режима её работы

Для установленного на скважине оборудования и фактического режима его работы последовательно рассчитываются величины:

вязкости откачиваемой жидкости (см. пункт И.5), максимального перепада давления в клапанах насоса (см. пункт П.6.}, коэффициента наполнения насоса (см. пункт П.7) и, наконец, коэффициента подачи установки (см. пункт П.8.).

3.2.4.    Определение величин корректирующих коэффициентов

Давление не приеме насоса корректируется с помощью .коэффициента в формуле для расчета плотности жидкости или газожидкостной смеси з стволе скважины.

Экспериментальные нагрузки в точке подвеса штанг корректируются двумя коэффициентами, один из которых введен в формулу для расчета градиента давления снеси в подъемных трубах и

влияет кв нагрузку от веса жидкости, а втррой - в формулу дина ми чес кой нагрузки не штанги.

Коэффициент подач*/ ОГНУ корректируется за счет множетслей в формулах для расчета утечек в плунжерной пэре и коэффициента сепарации газа не приеме насоса.

Зеличины корректирующих коэффициентов для всего массива скважин рассчитываются методами метоматической статистики, а для отдельных скважин - как правило, путем последовательных приближений. Алгоритмы расчета соответствующих коэффициентов описаны в пунктах П.1ч - П.16.

3.3.    Блок выборе оптимального типоразмере и режима работы ШГНУ

После звода исходных данных о планируемом режиме эксплуатации скважины, расчеты ведутся в такой последовательности (см. рис. 3.).

3.3.1. Задается начальный вариант компоновки оборудования: минимальный диаметр насоса и глубина спуска его, равней глубине скважины, L

СКВ*

3.3. Я. Рассчитывается давление Р_Др и гаэосодержание на приеме насоса с учетом соответствующего корректирующего коэффициента (см. п. П.2.). Здесь использована методика, разработанная П.Д.Ляпковым (ИЙЯХ и ГП), с использованием экспериментальных данных В.М.Люстрицкого (Гипровостокнефть).

3.3.3.    Вычисляются! коэффициент сепарации газа ( с учетом корректирующего лножителя), газосодержанио смеси в цилиндре нэсосс, величина трубного газового фактора и новое значение дазления насыщения, согласно алгоритму, изложенному в пункте П.З.

3.3.4.    Рассчитывается давление на выходе из наооса, с учетом корректировки, Р_вых (см. п. П.4.) по методике Поэттмзна-Карпентера. После этого определяется разность между давлением на выходе из насоса и давлением на приеме. Если этот перепел

невелик и не превышает минимальной величины, задаваемой при

2

расчете (например, 3 кгс/см ), то принимается, что скзвяина будет фонтенировать, расчеты по выбору ШГНУ для данного режима эксплуатации прекращаются и соответствующее сообщение выводится на печать.

3.3.5.    Рассчитывается вявкость откачиваемой продукции (см. П.5.).

3.3.6. Вычисляются! максимальный перепад давления, возникающий при движонии газожидкостной смеси через клапаны насо-

. А Ру-

са всасывающий л Р_вс и нагнете тельный^м. П.6.)* по методике, разр*. бота иной А.И.Пирвердяном и И.С .Степа новой, Давление в цилиндре насосе при ходе всасывания Р_к и нагнетания Рнлгн б также перепад давления, который нужно создавать слважинньш насосом, чтобы обеспечить подъем жидкости!

РД-39-1-289-79 стр.17

3.5.7.    Вычисляется коэффициент наполнения насоса,

(алгоритм расчета ом. П.7) по усовершенствованной М.М.Глогсв-ским и И.И.Дунюшкиным (МИНХ и ГИ) методике, в которой учтен неравновесный характер процессов выделения и растворения гоза при движении плунжера.

В этом алгоритме предусмотрено также вычисление длины хода плунжера и числа ходов, обеспечивающих требуемую производительность насоса по газожидкостной смеси, 8 также введено и условие, прекращающее расчеты по данному варианту в, случае, если коэффициент наполнения становится меньше заданного минимально допустимого влечения. При этом предусмотрен переход к новой величине диаметра плунжера.

3.3.8.    Рассчитывается конструкция равнопрочной штанговой колонны, обеспечивающей достаточную усталостную прочность штанг. Методика раврвботвно в МИНХ и ГИ и учитывает влияние на прочность штанг статических и динамических нагрузок, в также осевой сжимающей силы, действующей на плунжер (алгоритм приведен в пункте П.8.).

Для выбранной конструкции колонны штанг определяются величины потерь хода плунжера от упругих деформаций штанг и труб, длины ходе полированного штока, экстремальных нагрузок и приведенного напряжения в точке подвеса штанг и максимального крутящего момента на валу редуктора. Здесь же рассчитывается величина затрат мощности на преодоление гидродинамического трения штанг по методике А.У.Пирвердяна и О.В.Чубо-

нова.

3.3.9.    Ив имеющейся номенклатуры станков-кочалок выбирается типоразмер (см, л. П.9.)» у которого паспортные характеристики по максимальной нагрузке, крутящему моменту и скорости откачки первыми провисят расчетные значения указанных величин для рассматриваемого варианта.

3.3.10.    Рассчитываются энергетические показатели работы ШГНУ, а именно! полезная мощность, мощность, затрачиваемая на преодоление потерь в подземном (от утечек в плунжерной поре и трения штвнг) и наземном оборудовании; удельный расход энергии на подъем жидкости и КПД установки. При этом потери не трение штанг о трубы вычисляются по формуле Ю.А.Песляка,

с учетом рекомендаций В.Ф.Троицкого по выбору величины коэффициента трения (см. П.Ю.).

3.3.11.    Расчет предполагаемой частоты усталостных обры-зов штанг производится по методике БашНйЛИнефти, разработанной под руководством И.и.Сэттарова и усовершенствованной в ШШХ и ГП им. И.Ы.Губкина.

Методика позволяет определить вероятную частоту усталостных обрывов штанговой колонны в зависимости от диэметра насоса, величины приведенного напряжения в точке подвеса штанг и материала штанг (см. П.П.).

3.3.12.    Рассчитываются эксплуатационные показатели ЩГНУ: коэффициент эксплуатации скважины и межремонтный период работы установки с учетом общего числа подземных ремонтов, их продолжительности и времени простоев по организацией-

ным причинам (см. п.П.12)

3.3.13.    Рассматриваются экономические показатели ШГНУ в соответствии с отраслевыми требованиями и с использованием методических положений, разработанных институтами "БШШефть" ,”БашКШИ-нефть", "СибНИИШГ и КИВЦ объединений ”Бааиефтъ" и "Татнефть” (см.П.ПЛЗ). В этой части методики определяются капитальные л эксплуатационные затраты, условная себестоимость подъёма нефти из скважины и условные приведённые затраты в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШГНУ. При этом учтены стоимость полного комплекта глубиннонасосного оборудования, расхода на электроэнергию и подземный ремонт скважины по нормативам, действующим в данном регионе с учётом всех видов доплат (скидок) и поясных коэффициентов.

3.3.14.    Сравнение вариантов по величине критерия оптимизации, задание новых вариантов расчёта и выбор из них оптимального производится согласно алгоритму, описанному выше (в п.2.4.)

ПРИЛОЖЕНИЕ I

ОПИСАНИЕ АЛГОРИТМОВ РАСЧЁТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ИННУ И АДАПТАЦИОННЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ И ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ

рукошдта докшм

МЕТОДИКА ОГЯЙШЬКСГО ПОШРА ШОРАШЬ'РЛ И РШШ РАБОТЫ ШТАНГОВОй ГЛУЖКОШЛСОН^ УСТАНОВКИ

РД 39-1-289-79    Вводится    впершие

Приказом Министерства нефтяной промышленности от I2.X2.7yr.

Л 611

Срок введения с 1.06.30г.

Срок действия до__

I. основные вддоти

1.1.    Методика предназначена для выбора типоразмеров станка-качалки и электродвигателя, диаметра и глубины спуске скважинного штангового насоса, определения конструкции колонны насосных штанг и труб, а также параметров резима откачки для заданного режима эксплуатации скважины.

1.2.    Критерием оптимальности при сопоставлении различные вариантов компоновки оборудования является достижение минимума условных приведенных затрат на подъем нефти из скважины, в части, зависящей от типоразмера и режима работы штанговой глубии-нонасосной установки (ШГНУ), при обеспечении планового отбора нефти по скважине.

1.3.    Проект настоящего руководящего документа разработан согласно "Инструкции о порядке разработки, излодення и утверждения нормативно-технической документации в системе Министерства нефтяной промышленности" РД 39-3-G4-73.

Методика онкдольнсго подбора разработана в соответствии о отраслевыми требованиями, осооношшцмн голоънкл института:

Стр.4 РД-39-I-289-75 В9ИИнефть"^к).

При создании методики были использованы результаты исследований в области подбора и оптимизации глубиннонасос^ного оборудования, выполненных отраслвЕЫми научно-исследовательскими ин-сгитугами: ^ВНИИнефть* АзНШИнефть, ’БашНШИнефть, * Гглровосток-нефть^ ^КраоиодарНИПИкефть* ПечорНИПКнефть* ^СибШАПГ ТатНИПИ-нефть и КИВЦами объединений "Башнефть и "Татнефть", а также работы отдельных ученых, в первую очередь:

А.Н.Адонина, И.М.Муравьева, В.ПЛ^ахсимова, А.М.Пирвердяна, Н.Ы.Репина, М.М.Саттарова, Ш.Н.Алиева, В.Ф.Троицкого, И.С.Степановой и многих других.

1.4.    В методике предусмотрена возможность статистического анализа расхождений результатов расчета с фактическими показателями эксплуатации ШГНУ на конкретном месторождении и определения на этой основе корректирующих коэффициентов, позволяющих минимизировать упомянутые расхождения.

Анализируя подобным образом фактический материал на различные моменты времени, обеспечивают ад-дтацию методики к изменяющимся условиям эксплуатации насосного оборудования на разных этапах разработки месторождения.

1.5.    Режим эксплуатации скважины принимается стационарным, т.е. забойное давление дебит и обводненность продукции остаются постоянными в течение периода времени, для которого производится расчет работы 31ГНУ. Режим откачки при этом предполагается . постоянный.

"Методические положения по определению экономической эффективности ы пр;гнозированло различных способов эксплуатации скважин" (проект). Издание ВНИИнефть, М., 1975г.

Методика может быть использована для ношальншс (по классификации Л.Н.Адогаша) скважин, условия эксплуатации который

удовлетворяют следующим ограничениям:

-    вязкость продукции не более 150 сСт;

-    газовый фактор до I00-I2Q нм³/**³»

-    содержание механических примесей не более 0,05# (по объему);

-    не наблюдается интенсивной коррозии и абразивного износа насос^ного оборудования;

-    ствол скважины близкий к вертикальному, т.е. максимальный угол наклона не превышает 10-12°, азимутальное отклонение -

не более 2 ft радиан.

Кроме того, должны выполняться ограничения, налагаеше на условия эксплуатации отдельных узлов насосного оборудования (насосов, юанг и т.д.) например, по температуре откачиваемой жидкости, степени минерализации воды.

Елочная структура алгоритма, позволяющая производить в случае необходимости добавление, исключение или замену отдельных расчетных блоков, а также применение процедуры корректирования в процессе апробации й внедрения методики на конкретных месторождениях могут привести к расширению вышеуказанных пределов применимости последней.

1.6. Методика может быть испольэована как самостоятельно, с целые оптимизации глубиннонасос-ной эксплуатации на разрабатываемых месторождениях, так и в качестве составной части общей методики комплексного проектирования разработки и эксплуатации новых нефтяных месторождений.

2. СТРУКТУРА И С0ДЕШ1ШЕ МЕТОДИКИ

к.1. Структура методики

Методика выбора оптимального типоразмера и режима работы ШГНУ состоит из следующих основных частей:

-    алгоритма корректирования зависимостей для расчета показателей ШГНУ;

-    методики расчета технологических а экономических показателей работы ШГНУ при планируемом ренине эксплуатации скважины и определенном варианте компоновки насосного оборудования;

-    алгоритма перебора вариантов компоновки оборудования и выбора из них оптимального.

Назначение и содержание каждой из этих частей охарактеризовано в последующих пунктах.

Алгоритм расчета по методике имеет блочную структуру. Каждый блок предназначен для определения одного или нескольких показателей по методикам или зависимостям, которые в настоящее время признаны наиболее точными и надежными.

Такая структуре, наряду с процедурой корректирования^ обеспечивает возможность применения методики на различных месторождениях в широком диапазоне условий эксплуатации.

2.2. Алгоритм корректирования зависимостей для расчета показателей работы ШГНУ

Предназначен для учета особенностей работы глубинконасосного оборудования на конкретных объектах (залежах) и адаптации методики к меняющимся ьо времени условиям его эксплуатации.

Предусматривается корректирование зависимостей для расчета основных и наиболее важных для правильного выбора оптимального варианта глубиннонасосвой эксплуатации, показателей* давления на приеме нясоса, коэффициента подачи установки и экстремальных величин нагрузок на птанги. Корректирование состоит в том, что в формулы для расчета перечисленных показателей вводятся коэффициенты, численные значения которых методами математической статистики определены таким образом, чтобы минимизировать сумму квадратов расхождений между расчетными и фактически»1и значениями корректируемых показателей для всего массива скважин.

Для адаптации методики используются фактические данные, получаемые с помощью стандартных измерений и исследований, замеров дебита и состава продукции, дзвления и динамического уровня в стволе оквахины, динамометрироваяия, волнометрирования.

2%3. Методика рвечета технологических и экономических показателей работы ШГНУ

В этой методике для запланированного режима эксплуатации скважины (дебит нефти, обводненность, зэбойноз и устьевое давления) и заданных значений диаметра и глубины спуска скважинного насоса определяются следующие технологические показатели работы ШГНУ:

-    давление на приеме и ьыходе насоса*,

-    коэффициенты наполнения насоса и подачи насосной установки;

-    режим откачки (длина хода и число ходов полированного агока);

-    конструкции колонн насосных штанг и подъемных труб;

-    экстремальные нагрузки и приведенное напряжение в точке подвесе штанг;

-    максимальный крутящий момент кв валу редуктора;

-    энергетические показатели: расход энергии, КПД установки, требуемая мощность электродвигателя*

По рассчитанным значениям перечисленных показателей выбираются типоразморы станка-качалки и электродвигателя*

Затем для данного варианта оцениваются вероятные показатели надежности (число отказов и межремонтный период) рвботы установки и рассчитываются экономические показатели: капитальные затраты, себестоимость подъема нефти и условные приведенные затраты, зависящие от компоновки нвсосного оборудования и режима его работы.

При проведении расчетов к выборе оборудования предусматривается возможность задавать только некоторые типоразмеры из всей выпускаемой номенклатуры оборудования, например, скважинные насосы только вставного исполнения или диаметром нс более 55 мм, станки-качалки типов ЕСК-4 и 7СК8, штангн из легированной стали с предельно допускаемым напряжением 900 :сгс/см^ (по М.П.Марковцу) и т.д*

Такой прием позволяет учесть реальные возможности материально-технического снабжения и требование уменьшения номенклатуры применяемого оборудования.

2.4. Алгоритм перебора вариантов компоновки оборудования к выбора из них оптимального

Расчетные варианты компоновки насосного оборудования отличаются величинами диаметра скважинного насоса или глубины

его спуске. В мет дике предусмотрен последовательный перебор возможных сочетаний этих параметров. В качестве качельного задается вариант с минимальным стандартным диаметром насоса и максимальной глубиной его спуска, разной глубине скважины. Затем глубина спуска уменьшается с заданным шагом, при неизменном диамэтре насоса, пока не выполнится одно из заложенных в алгоритм ограничений, задающих переход к следующему насосу, большего дивметра.

Перебор вариантов с различными глубинами спуске лозторя-

. заданных,

ется до тех пор, пока не будет иочерпан вось ряд^стандартных размеров скважинных насосов.

Для каждого из вариантов рассчитываются технологические и экономические показатели и выбирается необходимое оборудование.

В качестве оптимального принимается вариант, характеризующийся минимальной величиной условньос приведенных затрат на подъем нефти.

1

В дальнейшем изложении слово "Приложение" в ссылках

на его отдельные пункты опускается.