МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПТИМИЗАЦИИ НАСОСНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСШН И РАБОТАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И НИЗКИХ ДИНАМИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ

РД-39-Ы234-84

1984

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

УТВЕРВДАЮ Первый Заместитель Министра

Игревский

" ез^и iz. шЧ г.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПТИМИЗАЩИ НАСОСНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УСШН И РАБОТАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И НИЗКИХ ДИНАМИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ

рд-39-i-а*>

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН ВСЕСОЮЗНЫМ НЕФТЕГАЗОВЫМ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ ИНСТИТУТОМ (ВНИИ)

ГОСУДАРСТВЕННЫМ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ И ПРОЕКТНЫМ ИНСТИТУТОМ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (УКРГИПРОНИИНЕФТЬ)

Ответственные исполнители

Заведующий лабораторией ВНИИ

Заведующий отделом добычи т*ефти^ / и газа Укргипрониинефть/^ i^L

Заведующий отделом автоматизации^> и АСУТП Укргипрониинефть    -

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Управления иефтегаздобычи

Начальник Технического Управления

Последовательность расчетов по выбору оптимального режима в смысле выбранного критерия работы системы "пласт-насос-скважина"

J Задание новоговарианта { Выбор оптимального варианта

//

3.12.    Для выбранного режима откачки по п.П.1.10 в соответствии с / б./ рассчитываем конструкцию колонны насосных штанг

и подъемных труб. Длины ^ступеней колонны насосных штанг рассчитываем по максимально-допустимому напряжению а опасном сечении и проверяем на допускаемое приведенное напряжение в точке подвеса.

Это поэволяет учесть влияние на прочность статических и динамических нагрузок. Оцределяется величина утяжеленного низа колонны насосных штанг (п.П.1.12).

Для выбранной конструкции штанг и труб определяем величину потерь хода плунжера, от упругих деформаций, длины хода полированного штока, экстремальных нагрузок и максимального крутящего момента на валу Сп.ПЛ.11),

3.13.    Вариантом эксплуатации скважины УОШ называем совокупность показателей, характеризующих режим откачки (типоразмер насоса, среднесуточный отбор, длина хода, число качаний, глубина спуска, динамический уровень, коэффициент подачи насосной установки) конструкцию колонны насосных штанг и подъемных труб, включая утяжеленный низ, экстремальные нагрузки на головку балансира и крутящий момент и примечание.

ПРИЛОЖЕНИЕ I

ILI. ВВОД ИСВДЫХ ДАННЫХ Объем исходной информации

П.1.1» Для проведения расчетов необходимы данные о фактическом режиме эксплуатации скважины и параметрах установленного на ней оборудования, данные о конструкции скважины, о составе и физических свойствах компонентов добываемой продукции. Кроме того, задаются аналитические зависимости количества выделяющегося растворенного газа из I т пластовой нефти при давлении Р и температуре Т_скв ; зависимость плотности нефти от давления.

Первая зависимость приводится в виде:

Вторая зависимость приводится в виде:

Агхр-(-&Р)+ С РЩ    (п.2)

Приведенные зависимости являются типовыми и получаются с помощью стандартных исследований пластовой нефти в соответствии с / I / и приводятся на рис.ПЛ и рис.П.2.

-При этом коэффициенты А,В,С,Д связаны следующей зависимостью: J>_Ho - J) +Q _t    Дгхр>(Ф-й)    Рн&с.,

Коэффициент ^6 определяется известными методами аппроксимации типовой зависимости Г « Г(Р), например, метод наимегь-ших квадратов; стандартные подпрограммы, использующие его, имеются в математическом обеспечении любой ЭВМ 2-го поколения.

Для этого зависимость Г * Гф (2- (-£- )**) представляется

Рнас

у ж. 4$ (Л? - О;

а_е г fqp ;

Ьг-J; ж* %

Решение системы уравнений, полученной путай подстановки в уравнение (П.З) координат точек кривой Г = Г(Р), позволяет определить значение .

П.1.2. Принят линейный закон распрделения температуры по стволу скважины для случая откачки эысоковязкой нефти; в других случаях задается средняя температура по стволу скважины Т_скь

П.1.3. Размеры подъемных труб, типоразмеры штанговых скважинных насосов, марки сталей, типы станков-качалок и их основные параметры приводятся, исходя из соответствующих ГОСТ и ОСТ (для штанговых скважинных насосов - ГОСТ 6444-78 и марок сталей штанговых колонн ГОСТ 13877-80; для станков-качалок ГОСТ 5866-56, и ГОСТ 5866-66; для подъемных труб - ГОСТ 5866-76). Все перечисленные параметры приведены в / 6 /.

ПД.4. Объам информации, необходимой для выполнения расчетов приведен и в таблицах ПЛ.1-П.1.6.

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ ШТИЧЕСКОГО РЕЖИМА И КОЭФФИЦИЕНТА КОРРЕКТИРОВКИ

П.1.4. Алгоритм расчета забойного давления по данным фактического режима работы скважины.

Если в "Бланк-заказе” задан коэффициент продуктивности -Кпр, то расчет ведется по формуле

Рзаб. = Рпл -

где Р_пл, P|_ag - пластовое, фактическое забойное давления среднесуточный отбор жидкости, т/сут.

Таблица ПЛ .2 Паспортные сведения по станкам-качалкам

//

Табл .И .1.4

S3

I

АННОТАЦИЯ

Настоящая методика предназначена для расчетов при текущей эксплуатации оптимальных режимов работы ьефтяных скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСЯ7Н) и работающих в усложненных условиях. Методика разработана в дополнение к руководящему документу ВНИИ РД-39-1-289-79 и ориентирована на проведение расчетов при помощи ЭВМ. Для получения исходных данных не требуется проведение специальных исследований скважин и пластов.

Методика рассчитана на работников инженерно-технических служб НГДУ, КИВЦ, сотрудников научно-исследовательских институтов, занимающихся вопросами оптимизации режимов работы скважин, оборудованных YCWH и работающих в условиях высоких газовых факторов и низких динамических уровней.

Составили:

от ВНИИ    Максимов В Л.

Каплан А.Р.

от Укргипрониинефть    Балакиров Ю.А.

Кучернюк В.А.

Никулин Е.Ю.

Ежов В.С.

Осташевский ИЛ.

Гегельская Н.В.

Слепян Е.А.

Таблица П Л .5

Коэффициенты апцрокслмации зависимостей Рн    Г    =    Г(Р),

для различных месторождений УСБР и БССР

3

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ПО ОПТИМИЗАЦИИ НАСОСНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УШН И РАБОТАЮЩИХ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И НИЗКИХ ДИНАМИЧЕСКИХ УРОВНЕЙ

РД 39-1- им -Л Y

Вводится впервые Приказом Министерства нефтяной промышленности от /Vo/i.i» з<с    Срок    введение    установлен    с    _

Срок действия до _

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящая методика составлена для повышения производительности действующего фонда насосных скважин (УZWH) _ч работающих в условиях высоких газовых факторов и низких динамических уровней, снижения количества подземных ремонтов, увеличения коэффициента использования эксплуатационных скважин.

1.2.    Необходимость разработки данного документа вызвана широкими возможностями интенсификации добычи за счет правильного подбора оборудования во взаимосвязи работы всей системы "пласт-насос-скважина" применительно к условиям конкретного месторождения.

1.3.    Критерием оптимальности при составлении различных вариантов работы системы "пласт-насос-скважина" является максимум суточного отбора жидкости при ограничениях, учитывающих режим разработки залежи, возможности НГДУ в части использования определенных типоразмеров штанговых скважинных насосов, марок сталей штанговых колонн, фактические ограничения на грузоподъемность установленных станков-качалок и режимы откачки.

1.4.    При создании методики были использованы результаты исследований в области оптимизации режима работы скважин, bi полненных отраслевыми институтами "ВНИИнефть", "АэНИЛКнефть*, "Баш-НИПИнефть", Типровостокнефть", "ТатНИПМнефть", "КраснодарНИПИ-нофть", "ПечерНИИИнефть", "СибНИИНП", а также КИВЦами объединений "Башнефть", "Татнефть", "Оренбургнефть".

1.5.    Режим эксплуатации скважины предполагается постоянным:

*

забойное давление, среднесуточный отбор и обводненность продукции остаются постоянными в течение периода времени, для которого производится расчет.

Методика может быть использована для скважин, условия эксплуатации которых находятся в следующих пределах:

-    газовый фактор - до 2000 нм^{1 2}/т;

-    динамический уровень жидкости в затрубном пространстве -не ниже 20 м над кровлей пласта добывающей скважины;

-    вязкость продукции скважины - до 10 м^/с;

-    содержание мех примесей - до 0,06% по объему;

-    не наблюдается интенсивной коррозии и абразивного износа насосного инструмента;

-    ствол скважины близкий к вертикальному, т.е. максимальный угол наклона не превышает Х0°, азимутальное отклонение не более 2П радиан.

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

1.6.    Расчеты, выполненные на ЭВМ по данному РД могут быть использованы как в режиме запрос-ответ по отдельным скважинам, так и в пакетном режиме при составлении карт технологического режима аботр по скважинам, оборудованным УСШН.

1.7.    Экономические критики при выборе того или иного оборудования и режима работы скважин в данной методике не рассматриваются, так как они приведены в РД 39-1-289-79.

-    алгоритма переборов всех режимов эксплуатации скважины и выбора из них оптимального (в смысле указанного критерия).

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

Алгоритм расчета по методике имеет блочную структуру.

Каждый блок предназначен для определения одаого или нескольких показателей,, участвующих в расчете.

Алгоритм корректировки коэффициента подачи

2.2.    Предназначен для учета особенностей работы глубинного на конкретных объектах (залежах) и адаптации коэффициента

по&ат УШСН к условиям эксплуатации.

Адаптация состоит в том, что в формулу для расчета коэффициента подачи УГШЛ вводится поправочный коэффиииент_% вычисленный для заданного режима работы скважины*

Поправочный коэффициент являет собой коррекцию разницы между коэффициентом подачи ГОШ, вычисленным по заданному режиму по известным значениям ,    ,    ,    и коэффициентом подачи ГОШ,

вычисленным по предлагаемой методике. Смысловое содержание этой навязки - это неполное знание о процессах, происходящих в системе "пласт-насос-скважина", или иначе говоря, неадекватность модели реальным процессом.

Методика расчета режима эксплуатации и технологических показателей работы Уш'Л

2.3.    В предлагаемой методике в соответствии с критерием оптимизации {Q<hc ay )» / 3 /, рассчитываются следующие показатели :

-    суточный отбор жидкости;

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

-    давление на приеме и выходе насоса;

-    коэффициенты наполнения насоса и подачи насосной установки;

-    конструкции колонн насосных штанг и подъемных труб;

-    экстремальные нагрузки и приведенное напряжение в точке подвеса;

-    максимальный крутящий момент на валу редуктора.

Тип станка-качалки считается заданным.

При проведении расчетов и выборе оборудования предусмотрена возможность учитывать ограничения, выдвигаемые НГДУ к номенклатуре родбираемых насосов и марок сталей.

Кроме того, часто случается, что параметры промыслового оборудования вследствие длительной эксплуатации не соответствуют своим паспортным значениям. Так, например, станки-качалки могут не обеспечивать паспортную грузоподъемность из-за частичного разрушения фундамента.

В методике предусмотрена возможность установить ограничения на длину хода полированного штока, число качаний балансира, максимальную допустимую нагрузку в точке подвеса. Кроме того, исходя из условий эксплуатации насосов, на конкретном месторождении бывает возможным установить минимальное значение давления на приеме ччъ эдюгздгаедьто    Паэдгавд а ме

тодику включена такая возможность.

Алгоритм поиска оптимального варианта работы системы "пласт-насое-скважина

£.4. Вычисляем забойное давление в скважине для фактического режима.

На следующем шаге устанавливаем новое значение забойного давления в интервале (Рзаб Рзаб Рзаб^сР), обеспечивающее дополнительный приток жидкости к скважине.

Выбираем один из типоразмеров насосов из числа заданных в ограничениях, и перебором значений давлений у приема насоса в интервале от (Рпр Рпр Рзаб) и значений параметров откачки определяем показатели согласованного режима "пласт-насос-скважина". Для выбранного режима работы насоса УСШН определяем конструкцию колонны насосных штанг и подъемных труб. Выбранный режим работы системы "пласт-насос-скважина", запоминаем. Затем снова устанавливаем новый режим работы пласта и расчеты повторяем.

Таким образом, оптимальным в смысле выбранного критерия будет последний из вариантов.

Если перебраны все насосы из числа заданных и ни один не обеспечивает больший, чем фактический отбор жидкости из пласта, иди если требуются более прочные насосные штанги, чем указаны для

f

В таблице п.1.3 приведен перечень паспортных характеристик штанговых скважинных насосов, применяемых на промыслах ( цехах по добыче нефти и газа).

В таблице п.1.4 приведены прочностные характеристики используемых в отрасли марок сталей штаноговых колонн.

В таблице п.1.5 приведены значения коэффициентов аппроксимации зависимостей^»^/(Р) Г = Г(Р),Т^ »    ((Т)    для    кошфет-

ных объектов (горизонтов, пластов) месторождений УССР и БССР.

В таблице 1.6 приведены значения некоторых показателей текущего состояния объектов (горизонтов, пластов) месторождений УССР и БССР, использующихся при расчетах по оптимизации УСШН.

В таблице п.1.7 приведены идентификаторы переменных используемых в алгоритме математической модели.

Расчет коэффициента корректировки по данным фактической эксплуатации скважин

3.2. Последовательность проведения расчетов представлена на рис.2, а содержание отдельных разделов описано ниже

Расчет коэффициента корректировки по данным фактической эксплуатации скважин

9

3,3* Расчет коэффициента наполнения насоса производим согласно алгоритму, приведенному в пункте п.1.5; исходными данными служат приведенные в "Бланк-заказе" значения фактического дебита, % обводненности, глубины спуска, коэффициента продуктивности, установленный типоразмер насоса, режим откачки, зависимости изменения плотности нефти от давления, содержания газа в нефти от давления, вязкости нефти от температуры, конструкция колонны насосных штанг и подъемных труб,

3.4.    Расчет коэффициента, учитывающего удлинения колонны насосных штанг и труб , производим по формулам пЛ.З-пЛ.8.

3.5.    Коэффициент корректировки вводим для расчета коэффициента подачи УСШН. Коэффициент корректировки суть поправка к выбранной модели работы УСШН на неучтенные факторы или приближения в вычисления отдельных показателей, влияющих на коэффициент подачи / 4 /,

Определение режима работы пласта и выбор типоразмера и режима работы ШГНУ.

3.6.    Расчеты ведутся в последовательности, изложенной на рис.З. Алгоритм расчета приведен в пункте п.4.13,

3.7.    Задаем забойное давление, меньшее, чем в предыдущем варианте. Забойное давление уменьшаем в соответствии с п.ПЛ.б.

3.8.    Выбираем очередной типоразмер насоса, который обеспечивает рассчитанный суточный отбор жидкости из пласта.,

3.9.    Задаем давление на приеме насоса в соответствии с пЛ1Л,6. Определяем глубину спуска насоса, динамический уровень жидкости в скважине.

ЗЛО. Предварительно задаем наиболее часто использующуюся на практике*конструкцию колонны насосных штанг и труб в соответствии с таблице ПЛ.8.

3.XI. Задаваясь соотношениями: длина хода полированного штока 5 " число качаний головки балансира /7 , определяем последовательно коэффициент наполнения насоса, коэффициент удлинения колонны насосных штанг и аруб и, как результат, коэффициент подачи насосной установки. Находится такое соотношение S и П _# при котором суточные производительность УСШН и приток жидкости из пласта наиболее близки.

1

СТРУКТУРА И СОДЕРЖАНИЕ МЕТОДИКИ Структура методики

2.1. Методика расчета максимального суто*вдого отбора жидкости из скважины состоит из следующих основных частей:

-    алгоритма корректировки наполнения насоба;

-    алгоритма определения возможностей пласта и суточного

отбора жидкости, выбора типоразмер,    спуска,    режима

откачки;

2

-    алгоритма перебора вариантов компоновки насосного оборудования при определенном суточном отборе жидкости;,