Оптимізація режимів роботи штангово-насосних свердловин

Ефективність розробки нафтових родовищ досягається тоді, коли видобування нафти реалізовується за техніко-економічно обґрунтованих (у певній мірі оптимальних) капітальних і експлуатаційних витрат.

Одним із напрямків підвищення ефективності процесу видобування нафти є оптимізація технологічних режимів роботи свердловин. Досвід з оптимізації різних об'єктів засвідчує, що шляхом оптимізації можна збільшити виробництво продукції на 10-30%.

Різними авторами оптимізація роботи штангово-насосних свердловин розглядається і як збіжність фактичної продуктивної характеристики свердловини (наприклад, за невідомих вибійного тиску чи коефіцієнта продуктивності) із проектними режимними параметрами відпомповування, і як класична оптимізаційна задача за певним критерієм оптимальності.

Для зіставляння і вибору найкращого варіанта із можливих варіантів експлуатації. свердловини необхідно вибрати конкретний критерій оптимальності. Залежно від поставленої мети такими критеріями можуть бути найменше навантаження на штанги і верстат-гойдалку, найбільша технічно допустима завантаженість верстата-гойдалки, максимальна втомова міцність колони насосних штанг, мінімальна собівартість нафти, мінімальні зведені витрати, найбільший дебіт свердловини чи видобуток із родовища і т.д.

Методики оптимізації режимів роботи

Оптимізація роботи свердловин, зокрема штангово-насосних, досліджувалась багатьма авторами. Методики М.М.Рєпіна, С.Б.Ішемгушіна, Ю.А.Балакірєва основані на тому, що відомим повинно бути рівняння припливу рідини у свердловину.

У разі застосування методики Ю.Г.Валішіна необхідно мати еталонні осереднені продуктивні характеристики штангових свердловинних насосів для різних умов розробки родовища, тобто залежності продуктивності насосів від тиску на їх вході, які встановлюються експериментальним шляхом за результатами досліджень роботи свердловин і штангово-насосного устаткування.

Методика Ш.М.Багірова передбачає розв'язування задачі оптимізації роботи штангово-насосної свердловини з допомогою принципу максимуму Понтрягіна, коїли оптимальне подавання штангово-насосного устаткування визначається як функція діаметра плунжера (насоса) d_н, довжини його ходу , кількості подвійних ходів п і тривалості відпомповування t, але не враховуються ускладнювальні чинники і спільна узгоджена робота пласта і устаткування.

За способом S.Eickmier оптимізуються, в основному, енергетичні параметри роботи штангово-насосного устаткування (крутильний момент на валу редуктора, навантаження на приводний верстат, напруження в штангах тощо) без урахування роботи продуктивного пласта.

Методика Б.М.Рилова, яка у свій час застосовувалася для оптимізації роботи штангово-насосних свердловин на родовищах України, дає змогу оптимізувати роботу, коли коефіцієнт продуктивності є невідомим і підбирається в ході оптимізації.

В основу останньої методики покладено умову спільної роботи нафтового пласта і штангово-насосного устаткування у вигляді:

(1)

де К'₀ - коефіцієнт пропорціональності, взятий рівний коефіцієнту продуктивності свердловини К₀, м³/(добу*МПа) за показника степеня в рівнянні припливу n = 1; р_пл, р_в - відповідно пластовий і вибійний тиски, Па; Q_т - теоретичне подавання устаткування, м³/с; а_п - коефіцієнт подавання устатковання.

Вище показано, що фактичне подавання штангового насоса залежить від ряду чинників, із яких кількісному врахуванню піддаються втрати нафти внаслідок витікання через зазор плунжерної пари (між плунжером і циліндром насоса), видовження труб і штанг, шкідливого впливу газу на ступінь наповнення насоса рідиною. Звідси вслід за Н.В.Зубковим (Известия вузов „Нефть и газ", № 12, 1963) автор методики вираз для коефіцієнта подавання штангово-насосного устатковання записує у вигляді добутку коефіцієнтів, котрі відповідно враховують (нами перетворено величини до вимірювань у системі 81):

а) ступінь наповнення насоса через шкідливий вплив вільного газу

(2)

б) ступінь наповнення насоса дегазованою нафтою через шкідливий вплив розчиненого в нафті газу

(3)

в) пружні деформації труб і штанг

(4)

або

(5)

г) зворотні витікання нафти в циліндр насоса через зазор плунжерної пари

(6)

Або

(7)

ґ) витікання нафти через нещільності в деталях насоса (в сідлі, клапані), які визначаються за результатами опресування насоса перед опусканням у свердловину,

(8 )

де Р_вх. - тиск на вході в насос, Па; р₀ - атмосферний тиск, Па; k_ш - коефіцієнт, який характеризує частку шкідливого простору в насосі відносно до всмоктувального об'єму; 0,25 σ₀ - параметр, який враховує відносну кількість газу, яка надходить у насос; р_с - площа поперечного перерізу експлуатаційної колони свердловини на рівні глибини опускання насоса, м²; Fнас - площа поперечного перерізу насоса в зоні встановлення клапанів, м²; G₀ - загальний газовий фактор, який визначається за витратами газу в трубному і затрубному просторах, м³/м³; α_р - коефіцієнт розчинності газу в нафті, м³/(м³-Па); ρ_п, - позірна густина газу в рідинній фазі (визначається залежно від відносної густини газу і густини нафти), кг/м ; ρ_г - густина газу в атмосферних умовах, кг/м³: S_ПЛ - довжина ходу плунжера, м; S - довжина ходу головки балансира, м; L - глибина опускання насоса, h’_д- глибина динамічного рівня рідини (відстань від гирла свердловини до динамічного рівня), м; h - глибина занурення насоса під динамічний рівень рідини, м; п - кількість подвійних ходів головки балансира, ход./хв.; р - густина нафти, кг/м³; g - прискорення вільного падіння, м/с²; E = 2,06-10¹⁰ Н/м² - модуль пружності (Юнга); f_ш - площа поперечного перерізу штанг, м²; f_т - площа поперечного перерізу труб по металу, м²; Q_ВИТ.З - витрата витікання рідини через зазор плунжерної пари, м³/с; (Qт - теоретичне подавання насоса, м³/с; k_e - коефіцієнт, який враховує ексцентричність розміщення плунжера в циліндрі насоса, k_е = 0,2; d_пл - діаметр плунжера насоса, м; δ - величина зазора між циліндром і плунжером насоса (залежно від групи посадки), м; l_пл - довжина плунжера (чи, точніше, зазора), м; υ - кінематичний коефіцієнт в'язкості нафти, м²/с; Q_ВИТ.Д -витрата витікання рідини через нещільності в деталях насоса, м³/с. Для коефіцієнта α_гв отримано таку залежність:

(9)

де β - газовміст у циліндрі насоса під час такту всмоктування рідини,

(10)

V_г , V_н , V_в - об'єми відповідно газу, нафти і води за термобаричних умов у циліндрі насоса, м³; р₀, Т₀ - тиск і температура при нормальних умовах, Па і К; Т_вх - температура газу на вході в насос, К.