Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния эксплуатации ННС погружными ЭЦН 11
1.1. Обзор известных работ 11
1.2. Статистический анализ опыта эксплуатации 31
Выводы 39
2. Модель упруго деформированного состояния 40
2.1. Описание модели УЭЦН, учитывающей габариты и физико-механические свойства 40
2.2. Геометрия вписываемости установки ЭЦН в искривленном стволе скважины 44
2.2.1. Уточненные формулы прогиба 44
2.2.2.. Отклонение и удлинение ствола скважины 47
2.2.3. Определение вписываемое элемента конструкции на основе ее габаритов и прогиба ...: , 49
2.3. Расчет схемы нагружения силами в сечении. Определение изгибающего момента 53
2.4. Определение кривой прогиба 57
2.5. Определение стрелы прогиба вала 58
2.6. Алгоритм работы модели 60
2.7. Сравнение результатов расчета с существующими методиками 63
Выводы з
3. Программно-технологического комплекс для автоматизированного подбора УЭЦН в скважинах с ориентированным профилем ствола 67
3.1. Учет относительной скорости фаз при расчете градиента давлений в скважинах с ориентированным профилем ствола 69
3.2. Учет кривизны при выборе интервала подвески установки 71
3.3. Учет кривизны при проведении спуско-подъемных работ 75
4. Результаты внедрения ПТК 77
ОАО "Оренбургнефть 77
ОАО "Юганскнефтегаз" 81
АНК "Башнефть" 88
Выводы и рекомендации 92
Список использованных источников
- Статистический анализ опыта эксплуатации
- Определение вписываемое элемента конструкции на основе ее габаритов и прогиба
- Сравнение результатов расчета с существующими методиками
- Учет кривизны при выборе интервала подвески установки
Введение к работе
Актуальность проблемы
Разработка нефтяных месторождений в последние годы преимущественно ведется кустовым разбуриванием скважин с ориентированным профилем ствола (наклонно направленных, горизонтальных, с боковым стволом). При этом большое число таких скважин имеют существенную кривизну, обусловленную интервалами набора и снижения зенитного угла. Несмотря на экономические, экологические, организационные преимущества кустового способа бурения, скважины с ориентированным профилем по сравнению с вертикальными создают дополнительные трудности для работы подземного насосного оборудования.
При эксплуатации скважин установками электрических центробежных насосов (УЭЦН) ориентированный профиль ствола отрицательно влияет на рабочие характеристики установок, уменьшает межремонтный период скважин, повышая вероятность такого серьезного вида аварии как полет установки на забой вследствие поломки корпуса, расчленения в местах соединения секций насоса, погружного электродвигателя и других элементов. Одной из основных причин поломок является вибрация, возникающая из-за прогиба вала насосной установки, работающей в интервале повышенной кривизны ствола.
С 60-х годов проводятся исследования по определению требований к допустимым пределам кривизны ствола скважин в интервале подвески установки ЭЦН. Во всех этих работах рассчитывались геометрические условия вписываемое отдельных типоразмеров УЭЦН в обсадной колонне. При этом кривизна считалась допустимой если:
-
УЭЦН свободно вписывается в ствол скважины;
-
УЭЦН находится в стесненном состоянии, но стрела прогиба вала не превышает 0,0002...0,0003 его длины.
Однако в данных работах не учитывалось влияние веса самой установки ЭЦН на ее прогиб. По этой причине полученные зависимости справедливы
только в скважинах с небольшим углом наклона, где влиянием веса установки можно пренебречь. Кроме того, при расчете стрелы прогиба, необходимо учитывать, что жесткость и габаритные размеры узлов УЭЦН в разных сечениях не одинаковы. Поэтому для определения прогиба установки в искривленном участке направленного ствола скважины с учетом собственного веса УЭЦН, а также различных габаритов и жесткости ее узлов необходимо использовать модель упругодеформированного состояния. С помощью данной модели возможно получить научно-обоснованные пределы допустимой кривизны ствола скважины и осуществлять такцм образом выбор безопасных интервалов подвески установки.
Сложность экономической ситуации требует максимальной отдачи от имеющегося оборудования, увеличения межремонтного периода работы скважин. В этих условиях оптимизация режима работы насосного фонда является существенным резервом повышения дебита нефти добывающих скважин и технико-экономических показателей эксплуатации (увеличения МРП и снижения удельного расхода электроэнергии на подъем нефти). Это фактически означает, что эффективность функционирования нефтегазодобывающего предприятия во многом определяется рациональным выбором способа эксплуатации и установлением оптимального режима работы каждой отдельно взятой скважины. Оптимизация режима работы скважин невозможна без учета наклонно направленного профиля ствола, а также других факторов, присущих ряду месторождений: большой глубины, высокой пластовой температуры, выноса механических примесей из пласта, высокого газового фактора и пр. Эти факторы осложняют эксплуатацию скважин, существенно снижают коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышают себестоимость извлекаемой нефти.
Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН в скважинах с ориентированным профилем необходимо обосновать допустимые пределы кривизны профиля скважин в интервале подвески, а также внести из-
менения в методику подбора УЭЦН и расчета технологических параметров, учитывающих особенности скважин с ориентированным профилем ствола.
Целью диссертационной работы является совершенствование технологии эксплуатации погружных электроцентробежных установок в скважинах с ориентированным профилем ствола путем разработки научно-обоснованных требований к допустимым пределам изменения кривизны в интервале подвески, учитывающих вес установки, характер изменения угла наклона ствола и веса прилегающих к насосу насосно-компрессорных труб, а также внедрение этих требований в методику подбора УЭЦН.
Задачи исследований
-
Анализ влияния кривизны ствола скважины с ориентированным профилем на работоспособность УЭЦН.
-
Анализ существующих методик оценки допустимой кривизны ствола скважин в интервале подвески УЭЦН. Обоснование направлений их совершенствования.
-
Разработка математической модели упруго-деформированного состояния УЭЦН, позволяющей обосновать допустимую кривизну ствола скважины в интервале подвески насоса.
-
Внедрение методики выбора интервала подвески насоса в составе программного комплекса для автоматизированного подбора УЭЦН в скважинах с ориентированным профилем и расчета технологического режима.
-
Опытно-промышленное опробование и внедрение методики выбора интервала подвески насоса в составе программного комплекса.
Методы решения поставленных задач Поставленные задачи решались путем статистического анализа влияния геометрии профиля ствола на межремонтный период скважины с использованием линейной и нелинейной регрессий; теоретических расчетов изгибающего момента, поперечных сил и прогиба установки в упруго-деформированном состоянии посредством моделирования методом сечений и численного решения уравнения упругой линии.
Научная новизна
-
Разработана математическая модель упруго-деформированного состояния УЭЦН в искривленном участке ствола скважин с учетом геометрии ствола, конструкции и веса установки, влияния колонны НКТ.
-
На основе теоретических исследований с помощью математической модели выявлено, что на работу установки УЭЦН в искривленном интервале скважины с ориентированным профилем влияют следующие факторы:
собственный вес УЭЦН, под действием которого установка прогибается, что является причиной вибрации и боковых биений об обсадную колонну; данный эффект проявляется при наклоне ствола более 5 градусов;
вес колонны НКТ (с жидкостью), создающий дополнительный изгибающий момент на УЭЦН, который имеет максимальное значение при наклоне ствола от 5 до 30 градусов;
характер профиля: в интервале спада зенитного угла изгибающий момент, создаваемый колонной НКТ, компенсируется силой реакции обсадной колонны; в интервале набора зенитного угла этот изгибающий момент увеличивает прогиб установки, кроме того в последнем случае неравномерность подачи установки обусловливает неравномерность изгибающего момента, что в свою очередь приводит к дополнительным боковым биениям УЭЦН.
3. Получены значения допустимой кривизны ствола скважин с ориентиро
ванным профилем в интервале подвески УЭЦН. При этом выявлено, что:
в условно-вертикальных скважинах с локальными искривлениями достаточно простой геометрической впнсываемости УЭЦН в профиль ствола;
при зенитных углах более 30 градусов установка полностью ложится на нижнюю образующую обсадной колонны, т.е. повторяет кривизну ствола; максимально допустимая интенсивность искривления ствола в этом случае приближается к 3' на 10м (данная интенсивность искривления соответствует максимально допустимой стреле прогиба вращающего вала 0,0002..0,0003 его длины).
Основные защищаемые положения
1. Модель упруго-деформированного состояния УЭЦН в искривленном
участке ствола скважин с ориентированным профилем.
-
Методика расчета кривой прогиба УЭЦН в искривленном участке ствола скважин с ориентированным профилем с учетом геометрии ствола, конструкции и веса установки, влияния колонны НКТ.
-
Критерий вписываемости УЭЦН в искривленном участке ствола скважины с ориентированным профилем на основе геометрии ствола скважины и прогиба УЭЦН.
-
Зависимость предельной кривизны ствола скважины в интервале подвески УЭЦН от угла наклона.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
На основе обобщения результатов анализа промысловых данных и результатов математического моделирования упруго-деформированного состояния получены требования к допустимым пределам изменения кривизны ствола скважины в интервале подвески установки.
-
Усовершенствован программно-технологический комплекс для автоматизированного подбора УЭЦН в скважинах с ориентированным профилем и расчета технологического режима их работы.
-
Осуществлено опытно-промышленное опробование и внедрение программно-технологического комплекса для подбора УЭЦН в АНК "Башнефть", ОАО "Оренбургнефть", ОАО "Юганскнефтегаз".
Апробация работы Основное содержание диссертационной работы докладывалось на 47-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996 г.), 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1997 г.), научно-практической конференции "Решение проблем освоения нефтяных месторождений Башкортостана", посвященной добыче 1,5 млрд. тонны нефти в республике Башкортостан (Уфа, Башнипи-
нефть 1998 г.) , III конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 100-летию Б.Г.Логинова (Уфа, Башнипинефть, 1999 г.), XVIII творческой конференции молодых ученых и специалистов АНК "Башнефть" (Уфа, 1999 г.).
Публикации На основе выполненных исследований по теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе 9 научных статей, 3 доклада и 4 тезиса докладов на научно-технических конференциях.
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 103 страницы машинописного текста, 20 рисунков, 14 таблиц, 82 библиографические ссылки.
Статистический анализ опыта эксплуатации
Профили типа В при бурении их мало интенсивным искривлением особых сложностей при эксплуатации механизированным способом не вызывают. Более того, они соответствуют оптимальному профилю ННС для штанговых установок по Ю.А.Песляку [51].
Однако, большинство скважин ориентированного профиля не имеют оптимального профиля. Кривизна стволов скважин в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 68 и по интенсивности искривления до 4,5 на 10 м (Мамонтовское месторождение), вызывает заклинивание насосов, обрывы штанг и полеты ЭЦН [74], полеты НКТ [67,51,70]. Об отрицательном влиянии кривизны ствола скважины на работоспособность УЭЦН можно судить также из исследований в работах [17,34,35,37,38,40,41,52,68,69,82]. В связи с этим возникла необходимость в выработке общих норм и требований к профилю наклонных скважин, учитывающих не только специфику строительства, но и особенности эксплуатации скважин.
Вопросу определения оптимального профиля ориентированной скважины, с точки зрения ее строительства посвящены многие отечественные и зарубежные работы [15,18,32,33,54,55].
Вопрос определения оптимального профиля ориентированной скважины, с точки зрения возможности ее эксплуатации насосными способами, в настоящее время не получил должного внимания. Как правило, в процессе эксплуатации таких скважин, выявляются недостатки работы насосного оборудования в них, однако ввиду отсутствия обоснованных норм к профилю наклонных скважин каких-либо изменений при их бурении не вносится.
При эксплуатации скважин погружными центробежными насосами одним из показателей, характеризующих их работу, является меж 15 ремонтный период (МРП) работы глубинного оборудования. Среди прочих факторов, определяющих величину МРП, важное значение имеет профиль скважин, от которого зависит вероятность безаварийного спуска глубинного агрегата и погружного электродвигателя, надежность кабеля и т. п. Поэтому изучение вопроса работы электропогружных центробежных насосов в наклонно направленных скважинах имеет важное значение.
Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам в 1966 г. проведен анализ работы погружных центробежных насосов в 207 наклонно направленных скважинах различных нефтедобывающих районов страны. На основании анализа сделан вывод, что работоспособность погружных установок не зависит от профиля скважин в интервалах приращения кривизны ствола до 4 на 10 м [79]. Однако опыт эксплуатации погружных центробежных насосов на Советском, Самотлорском, Трехозерном месторождениях не подтверждает этого вывода. Наличие в профиле скважины участков с приращением кривизны более 2 на 10 м приводит к резкому возрастанию числа повторных ремонтов из-за повреждения кабеля при спуске насосного агрегата. В то же время сравнительно большие приращения кривизны в интервале установки насоса значительно снижают продолжительность его работы по причине усталостных напряжений вала. Особую сложность представляет эксплуатация скважин насосами фирмы "РЭДА", имеющие габаритные размеры, значительно большие отечественных.
Таким образом, для успешного применения ЭЦН в наклонно направленных скважинах профиль скважины должен удовлетворять следующим требованиям: обеспечивать безаварийную транспортировку глубинного оборудования в заданный интервал скважины; обеспечивать условия долговечной безаварийной работы насоса в интервале его установки в скважине.
При определении норм профиля наклонно направленных скважин ствол ее условно разбивался на два участка: устье скважины - минимальная глубина спуска насоса и интервал "возможных" глубин установки насоса в скважины.
Нормы интенсивности набора кривизны на этих участках были определены в зависимости от того, какие элементы насосного агрегата испытывают влияние профиля. Предельное приращение угла кривизны ствола скважины на первом участке определяется из условий изгиба корпуса и вала установки в пределах упругих деформаций и отсутствия механического повреждения кабеля. Из условия допустимого изгиба вала и корпуса насосного агрегата максимальное приращение угла кривизны ствола скважины может быть определено по формуле [32].
Определение вписываемое элемента конструкции на основе ее габаритов и прогиба
Модель упругодеформированного состояния УЭЦН должна учитывать геометрию ствола скважины (кривизну, наклон и диаметр обсадной колонны), геометрию установки ЭЦН (наружный диаметр и длины секций), жесткость установки при изгибе (осевой момент инерции и модуль упругости (модуль Юнга материала) а также вес установки (линейная плотность) [3]. Для определения деформации установки и колонны НКТ в искривленном участке ствола скважины может быть использован метод сечений [64]. Корпус установки рассматривается как одна упругодеформиро-ванная конструкция с осевой симметрией. Эта конструкция условно разбивается на некоторое число сечений, которое определяется необходимой точностью расчетов. Кроме самой насосной установки (компенсатор, погружной электродвигатель, протектор, секции насоса) учитываются также колонна НКТ, т.к. от ее жесткости и прогиба зависит положение насосной установки. Расчеты показали, что достаточно учитывать прилегающий к установке участок колонны НКТ длиной 10..20 м, остальная часть колонны практически не оказывает влияния на прогиб УЭЦН.
Основным критерием для определения шага сечений является неизменность геометрии и механических свойств в пределах одного сечения, т.е. каждое сечение должно иметь неизменными наружный диаметр, момент инерции и линейную плотность (рис.2.1).
Метод сечений позволяет учесть различие в механических свойствах элементов установки (корпусов насоса и погружного электродвигателя, фланцевых, муфтовых соединений и др.) Хотя наличие шпонки несколько нарушает осевую симметрию, в конструкции УЭЦН приняты меры для компенсации этой асимметрии - центр тяжести сечения все равно совпадает с осью вращения, что позволяет принять допущение о симметрии относительно оси вала. A
Модель УЭЦН, описывающая габариты и жесткость по длине Кроме допущения об осевой симметрии конструкции, не учитывалось также влияние электрического кабеля по той причине, что на практике невозможно определить его истинное расположение в скважине. К тому же кабель имеет на несколько порядков большую эластичность и меньший вес по сравнению с элементами установки ЭЦН, что при расчетах деформации позволяет в первом приближении пренебречь его влиянием.
С учетом вышеизложенных допущений установка ЭЦН в модели упругодеформированного состояния описывается как распределение по ее длине / таких физико-механических и геометрических параметров как: 1) Линейная плотность (масса единицы длины) р(1). 2) Осевой момент инерции Jx(l). 3) Осевой момент сопротивления Wx(l). 4) Наружный диаметр d(l). Эти функции задаются в табличном виде - для конкретного типоразмера УЭЦН существует таким образом свой набор таблиц. Решение уравнения кривизны изогнутой оси в этом случае возможно численным методом с произвольной точностью (в зависимости от числа шагов итераций).
Использование данной модели позволяет рассчитывать прогиб установки ЭЦН в искривленном участке ствола скважины, значения внутренних сил (поперечной и осевой), изгибающего момента сил, внешних сил и напряжений от изгиба в корпусе установки. 2.2. Геометрия вписываемости установки ЭЦН в искривленном стволе скважины
Прогиб определяется для каждого сечения, общий прогиб установки определяется как сумма прогибов сечений. При расчете прогиба установки необходимо осуществлять проверку на геометрическую вписываемость в профиль ствола скважины. Поскольку кривая прогиба установки в общем случае не совпадает с осью ствола скважины удлинения установки с НКТ и скважины будут различаться. Кроме того, могут быть различными наружные диаметры элементов установки, а обсадная колонна может быть ступенчатой. Это обстоятельство требует: 1) Расчета прогибов и удлинений с использованием точных зависимостей. 2) Определения отклонения и удлинения ствола в произвольной точке. 3) Определения вписываемости установки на основе ее габаритов и прогиба с учетом диаметра обсадной колонны (в т.ч. ступенчатой). 2.2.1. Уточненные формулы прогиба В расчетах прогиба при малых значениях деформации часто принимается допущение о том что при дуга АВ совпадает с касательной в точке А (рис.2.2) при больших радиусах изгиба. В результате прогиб определяется Ax=Alsin ср. (2.1) Учитывая, что Л1 = Асрр (2.1) имеет вид Ax=pAqrsin (р. (2.2) Удлинение соответственно определяется Az=pA p-cos ср. (2.3) Однако если рассматривать прогиб УЭЦН с частью колонны на-сосно-компрессорных труб, данная формула дает большую погрешность при численном интегрировании. Например, при шаге А1 = 1 м и средних значениях угла наклона скважины погрешность по (2.2 и 2.3) может достигать десятков миллиметров на 100 ж, что недопустимо при оценке вписываемости установки, а уменьшение шага интегрирования сильно увеличивает потребность в вычислительных ресурсах (памяти и быстродействия ПЭВМ).
Сравнение результатов расчета с существующими методиками
В работе [14] было установлено, что при расчетах среднюю относительную скорость газовой фазы в стволе вертикальных девонских скважин Башкирии необходимо принимать равной 2 см/с при обводненности продукции до 40% и 17 см/с при обводненности более 40%. В вертикальных скважинах относительная скорость является функцией обводненности, а в наклонных, в следствие наличия наклонной стенки, пузырьки меняют свою форму и продвигаются вдоль верхней стенки [15,16]. Изменение формы пузырька оказывает влияние на скорость их подъема, т.е. относительная скорость газовой фазы изме 70 няется в зависимости от угла наклона ствола скважины, причем влияние угла наклона при больших значениях газосодержания возрастает. Впервые выводы работ [14,15,16] были обобщены в методике расчета характеристик глубинных скважинных насосов, работающих в наклонно-направленных скважинах [17].
Таким образом, чтобы учесть влияние наклона профиля скважины истинное газосодержание следует определять непосредственно используя значения скоростей фаз. Для этого (3.3) надо записать в следующем виде: фг= Рг WCM / (WCM +Wro) (3.1) где wr0 - средняя относительная скорость газовой фазы, м/с. Способ определения истинного газосодержания на основе непосредственного использования скоростей фаз был применен для расчета забойного давления на скв. 8677 Николо-Березовской площади НГДУ Арланнефть [18]. Расчетные давления были сравнены с давлениями, полученными глубинным манометром. Расхождение замеренных и расчетных значений сопоставимы с погрешностью измерений (1,3 и 2,1%).
Модель потоков в стволе скважины описывается следующим образом. Выше приема насоса накапливается нефть, через которую всплывают пузырьки газа, не попавшие в насос. Ниже приема насоса движутся вода, нефть и выделившийся газ. Алгоритм расчета давлений на разных отрезках отличается количеством учитываемых фаз, а также в зависимости от местоположения участка - выше приема насоса он находится или ниже. Необходимо отметить, что у приема насоса происходит скачкообразное изменение количества свободного газа в жидкости, т.к. часть газа уходит в насос вместе с жидкостью, остальной газ попадает в затрубное пространство.
Глубина подвески установки должна определяться исходя из требуемого напора и давления на приеме таким образом, чтобы искривление ствола в зоне подвески не превышало максимально допустимых величин. С помощью модели упруго-деформированного состояния установки ЭЦН (см. гл.2) рассчитывается значение стрелы прогиба вала установки. Если полученное значение получается больше 0,0003, то глубина подвески установки увеличивается на величину шага инк-линограммы. В случае сильно искривленного профиля ствола скважины интервал подвески изменяется несколько раз до удовлетворения данного условия.
Модель упруго-деформированного состояния была использована для расчета прогиба УЭЦН для профилей различного характера (рис.3.1). Условно-вертикальный профиль дает схему размещения с двумя силами, собственный вес УЭЦН мало влияет на прогиб (рис.3.1а). В этом случае для нормальной работы УЭЦН достаточно простой геометрической вписываемое. Выпуклый интервал (интервал падения зенитного угла) характеризуется прогибом УЭЦН от собственного веса (рис.3.16). Этот фактор является здесь наиболее существенным. Вогнутый интервал (интервал роста зенитного угла) так же характеризуется прогибом УЭЦН от собственного веса, кроме того в этом случае имеет место влияние колонны НКТ (рис.3.1 в). В последних двух случаях допустимая кривизна сильно зависит от зенитного угла: чем он больше, тем меньше допустимая кривизна. а) б) в)
Основные варианты размещения УЭЦН в искривленном стволе а) условно-вертикальный; б) выпуклый интервал; в) вогнутый интервал В табл. 3.1-3.4 показано сравнение значений допустимого искривления ствола в интервале подвески, полученных на основе формулы геометрической вписываемости и с помощью модели упруго-деформированного состояния. В программном комплексе используются таблицы для большинства известных типоразмеров УЭЦН.
При проведении спуско-подъемных работ в интервалах с повышенной кривизной в теле установки могут возникать значительные напряжения [75]. В случае, если эти напряжения превысят предел текучести материала корпуса возникнет остаточная (пластическая) деформация, что приведет в последствии к быстрому выходу из строя УЭЦН. Для расчета напряжений, возникающих при спуске УЭЦН в участках повышенной кривизны используется математическая модель упруго-деформированного состояния (см. гл.2). Интервал спуска условно делится на участки с небольшим шагом (5 м). Для каждого участка получается решение системы (2.25).
Учет кривизны при выборе интервала подвески установки
Резкое снижение числа оптимизированных скважин за май объясняется срывом графиков исследования скважин, сбора данных о существующих режимах работы из-за весеннего бездорожья. Отсутствие оптимизированных скважин за август и сентябрь объясняется активной работой по выводу скважин из бездействия. Отсутствие необходимого сортамента штанговых насосов, штанг крайне затруднило оптимизацию режима работы скважин, оборудованных УСШН, что привело к увеличению доли скважин с УЭЦН в общем, количестве оптимизированных скважин (из 64 скважин - 37 оборудованы УЭЦН, 27 скважин - УСШН).
Анализ, проводимый по работающим скважинам, показал, что система «Насос» работоспособна, применима к местным условиям эксплуатации скважин, оборудованных СШН и ЭЦН, однако необходимо её модернизировать с учетом имеющихся наработок, для расширения диапазона применения, в том числе и для вывода скважин из бездействия.
Для успешного проведения работ по оптимизации, крайне необходимо расширить сортамент глубинных насосов малой производительности, а также восполнить необходимые запасы штанг, полуштоков для подгонки плунжера насоса, полированных штоков, НКТ.
Таким образом опыт длительной эксплуатации показал, что для целей оптимизации в настоящее время для условий ОАО "Оренбургнефть" наилучшим образом подходит ПТК "НАСОС". ОАО "Юганскнефтегаз"
Внедрение ПТК "НАСОС" на промыслах ОАО "Юганскнефтегаз" началось в 1997 году. В ходе пробной эксплуатации была разработана новая версия (ПТК «НАСОС97»), расчетные методики которой учитывали специфические (осложняющие) условия нефтедобычи в данном регионе. К тому же исходя из весьма развитого состояния в области информационного обеспечения ОАО "Юганскнефтегаз" был осуществлен переход к операционной системе Windows 95, а база данных, пользовательский интерфейс и комплект выходных документов реализованы в виде рабочих книг Microsoft Excel. Последнее новшество решило вопрос экспорта и импорта данных в ПТК "НАСОС", т.к. для сбора данных по технологическому режиму используются рабочие книги Excel, а выходные документы с расчетами должны были иметь тот же формат. Использование интерфейса Microsoft Excel значительно упростило процесс обучения пользованию программными модулями ПТК. Расчетный модуль, выполняющий все алгоритмы выполнен в виде 32-разрядной динамической библиотеки, что значительно повысило быстродействие и точность численных методов. Значительно улучшенный интерфейс новой версии позволяет производить полнофункциональную работу с базой данных ПТК, расширена структура технических справочников (по установкам ЭЦН, скважинных штанговых насосов, станкам-качалкам, насосным штангам, насосно-компрессорным трубам). Добавлена возможность протоколирования результатов расчета. Выходные документы расчетов представляются в двух видах: в виде сводного расчета, показывающий несколько технологических вариантов (в порядке убывания эффекта) и в виде задания на ПРС. На 1.05.98 г. в ОАО "Юганскнефтегаз" было рассчитано 175 скважин (табл. 4.2, 4.3) из них 20 скважин по результатам расчетов были переведены с УЭЦН на УСШН, а 4 - с УСШН на УЭЦН [73].
На основе сравнения данных значения дебита и динамического уровня, рассчитанного комплексом и фактически полученных после внедрения расчетного технологического режима получены графики (рис.4.1, 4.2). Средняя относительная погрешность рассчитанного дебита для 90% скважин не превышает ±12,5%; погрешность динамического уровня ±11% (рис.4.3, 4.4). Рассматривались только те скважины, где спуск оборудования был произведен строго в соответствии с расчетом. Остальные 10% имеют дебит ниже расчетного при небольшом (меньше расчетного) динамическом уровне, что дает возможность предположить неисправность насосного оборудования либо несоответствие его паспортным характеристикам. При оценке сходимости необходимо отметить, что данные инструментальных замеров имеют погрешности: замерное устройство "Спутник" имеет погрешность 2,5-6%, уровнемер волнового действия до 50 - 100 м (при наличии устойчивого пенообразования). В табл.4.4 приведены результаты внедрения по некоторым скважинам Приобского месторождения.
Анализ результатов внедрения показал, что оптимизация технологического режима скважин со сменой способа эксплуатации и типоразмера насосного оборудования может дать прирост дебита до 30 %, оптимизация других параметров (глубины спуска насосной установки, применение хвостовых труб, газосепараторов и т.п.) соответственно до 5-10 %.
