УДК 622.276.1

Использование имитационной модели для повышения эффективности работы добывающей нефтяной скважины оборудованной установкой электроцентробежного насоса

Лановой Роман Алексеевич – аспирант Иркутского национального исследовательского технического университета.

Аннотация: В статье исследуется выбор оптимального режима работы добывающей скважины, оборудованной установленной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), с использованием тренажёра-имитатора АМТ-601. Большое место в работе занимает рассмотрение проблемы повышения эффективности извлечения углеводородного сырья добывающими скважинами с установленной УЭЦН. В статье дается характеристика центробежного насосного агрегата, принцип его работы и составные элементы. Изложена последовательность действий при выборе оптимального технологического режима работы скважины, представлена численная реализация оптимизации работы скважины на основе реальных данных. Произведен расчёт экономической эффективности оптимизации работы скважины с УЭЦН.

Ключевые слова: нефть, центробежный насос, нефтегазоконденсатное месторождение,тренажер-имитатор, добывающая скважина, забойное давление.

Введение

В настоящее время в нефтегазовой промышленности актуальной задачей для зарубежных и отечественных нефтяных компаний является получение максимальной технологической и экономической эффективности за счёт оптимизации технологических процессов добычи нефти и более полной выработки геологических запасов. Достичь этого можно за счёт применения современных технологических решений, основанных на электронно-вычислительных процессах [1–3].

С помощью моделирования месторождения или его отдельных участков с последующими исследовательскими расчётами на ЭВМ можно достичь высоких экономических показателей. Данный ведёт своё активное развитие, создаются компании, где осуществляют процесс создания различных программ, с помощью которых можно быстро и получить, как показывает опыт, правильное решение по технологической задаче.

В качестве объекта для исследования и оптимизации с использованием имитационного моделирования послужила действующая добывающая скважина X Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Данная скважина является вертикальной, добывает нефть с помощью УЭЦН. Используется погружной электроцентробежный насос марки 30.2 ЭЦНД 5А-160-3000 без модуля газосепаратора, приводом для насоса служит погружной электродвигатель марки ПЭДНС 100-103-2100/00. В качестве программного электронно-вычислительного комплекса, применяемого с целью выбора оптимального режима работы добывающей скважины с УЭЦН, использовался тренажёр-имитатор АМТ-601 производства ООО «ЗАО АМТ».

Выбор оптимального режима работы добывающей скважины с использованием УЭЦН

Оптимальный технологический режим – это режим, при котором обеспечивается максимально допустимый дебит с наибольшим межремонтным периодом скважинного оборудования без риска возникновения аварийных ситуаций [4].

Максимальный дебит для скважины, оборудованной УЭЦН, имеет место быть, если:

– отсутствует риск поломки, выхода из строя или износа скважинного оборудования;

– отсутствует активное газовыделение на приёме ЭЦН;

– не происходит подтягивание конуса пластовой подошвенной воды;

– не происходит разрушение пород призабойной зоны пласта, которые влекут за собой ухудшение фильтрационных характеристик коллектора и работоспособности скважинного оборудования.

В основном дебит скважины приходится ограничивать, так как при потенциальном дебите происходит не полная выработка углеводородных запасов (низкий КИН) [5].

Оптимизация добывающей скважины X, оборудованной УЭЦН, Ярактинского НГКМ осуществлялась с применением тренажёра-имитатора освоения и эксплуатации скважин АМТ-601.

Тренажер АМТ-601, произведенный в компании ООО "ЗАО АМТ", имитирует в реальном и ускоренном времени следующие технологические операции:

– освоение и вывод на режим добывающей скважины;

– исследования на установившемся и неустановившемся режиме;

– эксплуатация скважины в осложненных условиях;

В рамках данной работы выбор оптимального режима скважины производился за счёт изменения диаметра штуцера марки ШДФ-9М-90-2-65-21.

Штуцер – дискретный регулируемый фланцевый: количество позиций регулирования равно 9 (0 мм; 3 мм; 4 мм; 5 мм; 6 мм; 8 мм; 10 мм; 12 мм; 18 мм); внутренний диаметр трубы манифольдной линии устьевой арматуры, где устанавливается штуцер, равен 65 мм; рабочее давление штуцера равно 21 МПа.

Выбор оптимального технологического режима скважины X, оборудованной УЭЦН, Ярактинского НГКМ с применением тренажёра-имитатора АМТ-601 имеет следующую последовательность действий:

1 Настройка параметров СУ.

2 Замер статического уровня жидкости.

3 Подготовка АГЗУ к работе.

4 Для дальнейшего вывода на установившийся режим скважины с использованием регулируемого штуцера установим, что штуцер марки – ШДФ-9М-90-2-65-21 имеет 9 позиций регулирования. Таким образом, будет 8 режимов с установленными диаметрами штуцера 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12 и 18 мм (диаметр штуцера, равный 0 мм, отбрасываем).

5 Установка штуцера с необходимым диаметром проходного отверстия.

6 Подготовка оборудования к пуску.

7 Запуск УЭЦН с помощью СУ.

8 Контролирование параметров работы установки и скважины.

9 Установление выхода скважины на режим по результатам контролируемых параметров.

10 Проведение итоговых замеров и итогового контроля вышеперечисленных параметров работы добывающей скважины с УЭЦН с последующим занесением результатов в технологическую карту эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН (см. таблицу 1).

11 Отбор пробы пластовой жидкости с последующим занесением результатов (обводненность флюида, содержание мех. примесей) в технологическую карту эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН.

12 Установление первоначальных условий скважины для следующего режима.

13 Установка штуцера с необходимым диаметром проходного отверстия.

14 Произведем выполнение пунктов 6-12.

15 Выдержка времени для снятия кривой восстановления давления (КВД)

16 Определение оптимального режима эксплуатации скважины.

Таблица 1. Технологическая карта эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН

На базе исходных данных, представленных в таблице 2 необходимо построить регулировочные кривые на графике функции: Q = f(d_ш); P_заб = f(d_ш); P_буф = f(d_ш); P_затр = f(d_ш); Г = f(d_ш); В = f(d_ш); МП = f(d_ш) (см. рисунок 1).

Таблица 2. Исходные данные для построения и обработки регулировочных кривых

Рисунок 1. Бланк для построения регулировочных кривых

Произвести анализ полученных в результате построения регулировочных кривых. Оптимальный режим для скважины X, оборудованной УЭЦН, Ярактинского месторождения реализуется при следующих факторах:

– забойное давление не должно быть меньше давления насыщения;

– для ЭЦН обычного исполнения необходимо, чтобы содержание мех примесей во флюиде не превышало 100 мг/л;

– минимизация интенсивного обводнения углеводородной продукции;

– обводненность продукции не должна превышать 99%;

– ЭЦН работает в своей рабочей зоне с максимально возможным КПД;

– буферное (устьевое) давление не должно превышать 4 МПа;

– рациональное использование природной энергии;

– достижение максимально возможного охвата пласта;

– предотвращение падения динамического уровня ниже критического значения;

– предотвращение возможного отложения парафина и солей в колонне НКТ, устьевой арматуре, узлах погружного оборудования и призабойной части скважины.

На основе вышеперечисленных условий выбираем оптимальный технологический режим работы добывающей скважины, оборудованной УЭЦН.

После получения 8-ми установившихся технологических режимов работы добывающей скважины с УЭЦН и последующих итоговых замеров были получены следующие параметры, представленные в технологической карте эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН (см. таблицу 3).

Таблица 3. Технологическая карта эксплуатации скважины оборудованной УЭЦН

По результатам выдержки скважины после остановки УЭЦН на 8-ом технологическом режиме (см. таблицу 4) построен график КВД, представленный на рисунке 2.

Таблица 4. Исходные данные для построения КВД

№	Время после остановки	Pзаб	ΔP(t)	ln(t)
	сек	МПа	МПа	ед.
1	0	24,410	0,000	0,00
2	5	24,493	0,083	1,61
3	10	24,783	0,373	2,30
4	15	25,063	0,653	2,71
5	30	25,447	1,037	3,40
6	60	25,782	1,372	4,09
7	180	26,293	1,883	5,19
8	240	26,407	1,997	5,48
9	300	26,511	2,101	5,70
10	600	26,719	2,309	6,40
11	900	26,781	2,371	6,80
12	1200	26,822	2,412	7,09
13	1500	26,857	2,447	7,31
14	1800	26,884	2,474	7,50
15	3600	26,961	2,551	8,19

Рисунок 2. Построенный график КВД с дополнительными построениями

Исходные данные для расчёта гидродинамических параметров удаленной части пласта представлены в таблице 5.

Таблица 5. Исходные данные для расчёта гидродинамических параметров удаленной части пласта

Показатель	Обозначение	Числ. знач.	Ед. измер.
1 Пластовое давление	Pпл	26 800 000	Па
2 Толщина пласта	h	10	м
3 Динамическая вязкость нефти	µн	0,00107	Па*с
4 Объёмный коэффициент нефти	bн	1,445	д.ед
5 Дебит скважины на 9-м режиме	Q	0,00204	м3/с
6 Коэф. пьезопроводности пласта	χ	0,8	м2/с
7 Радиус скважины	rс	0,1	м
8 Число "пи"	π	3,14	д.ед
9 Число экспоненты	e	2,72	д.ед

В результате расчётов основных параметров УЧП были получены значения, представленные в таблице 6.

Таблица 6. Результаты расчётов гидродинамических параметров удаленной части пласта при обработке КВД

Показатель	Обозначение	Числ. знач.	Ед. измер.
1 Отрезок	B	1,4	МПа
2 Угловой коэффициент прямой	i	0,1350	д.ед
3 Гидропроводность УЧП	εпласт	1,579	мкм2*м/мПа*с
4 Подвижность нефти в УЧП	Ппласт	0,158	мкм2/мПа*с
5 Коэф. проницаемости УЧП	kпласт	0,169	мкм2
6 Приведенный радиус скважины	rпр	0,0075	м
7 Коэф. гидродинамического совершенства скважины	C	-2,59	д.ед

Анализируя полученные данные по обработке КВД можно сказать, что рассчитанные параметры имитируемой модели на тренажере-имитаторе АМТ-601 соответствуют реальным данным по скважине X Ярактинского месторождения. Это нам говорит об адекватности исследуемой модели.

На базе исходных данных (см. таблицу 7) построены индикаторные диаграммы Q = f(P_заб) и Q = f(ΔP), представленные на рисунках 3 и 4.

Таблица 7. Исходные данные для построения ИД

№	dшт	Q	Pзаб	ΔP
	мм	м3/сут	МПа	МПа
1	3	83,03	25,42	1,38
2	4	100,44	25,13	1,67
3	5	115,09	24,88	1,92
4	6	128,18	24,66	2,14
5	8	147,28	24,34	2,46
6	10	159,26	24,12	2,68
7	12	167,99	24,01	2,79
8	18	176,07	23,91	2,89

Рисунок 3. Индикаторная диаграмма Q = f(P_заб) с дополнительными построениями

Рисунок 4. Индикаторная диаграмма Q = f(ΔP) с дополнительными построениями

Исходные данные для расчёта гидродинамических параметров призабойной зоны пласта представлены в таблице 8.

Таблица 8. Исходные данные для расчёта гидродинамических параметров призабойной зоны пласта

Показатель	Обозначение	Числ. знач.	Ед. измер.
1 Пластовое давление	Pпл	26 800 000	Па
2 Толщина пласта	h	10	м
3 Динамическая вязкость нефти	µн	0,00107	Па*с
4 Радиус контура питания	Rк	300	м
5 Приведенный радиус скважины	rпр	0,0075	м
6 Число "пи"	π	3,14	д.ед

В результате расчётов основных параметров ПЗП были получены значения, представленные в таблице 9.

Таблица 9. Результаты расчётов при обработке ИД

Показатель	Обозначение	Числ. знач.	Ед. измер.
1 Коэффициент продуктивности скважины	Kпр	5,083	м3/(с*Па)
2 Гидропроводность ПЗП	εПЗП	3,898	мкм2*м/мПа*с
3 Подвижность нефти в ПЗП	ППЗП	0,390	мкм2/мПа*с
4 Коэффициент проницаемости ПЗП	kПЗП	0,417	мкм2
5 Теоретически максимальный дебит	Qmax	930	м3/сут
6 Пластовое давление, найденное по ИД	Pпл0	26,8	МПа

Анализируя полученные данные при обработке индикаторных кривых и выполненных расчётов можно сказать, что рассчитанные параметры имитируемой модели на тренажере-имитаторе АМТ-601 соответствуют реальным данным по скважине X Ярактинского месторождения. Это нам говорит об адекватности исследуемой модели.

На базе исходных данных (см. таблицу 10) построены регулировочные кривые, представленные на рисунке 5.

Таблица 10. Исходные данные для построения и обработки регулировочных кривых

№ режима работы скважины	Диаметр штуцера	Дебит скважины	Забойное давление	Буферное давление	Затрубное давление	Давление насыщения	Газовый фактор	Обводненность нефти	Содержание МП
ед.	мм	м3/сут	МПа	МПа	МПа	МПа	м3/м3	%	г/м3
1	3	83,03	25,42	4,61	1,88	22,62	152	27,00	34,52
2	4	100,44	25,13	3,30	1,90	22,62	152	27,00	50,30
3	5	115,09	24,88	2,31	1,93	22,62	152	27,01	64,21
4	6	128,18	24,66	1,40	1,95	22,62	152	27,01	76,68
5	8	147,28	24,34	0,79	1,99	22,62	152	27,04	96,56
6	10	159,26	24,12	0,57	2,02	22,62	152	27,05	108,91
7	12	167,99	24,01	0,47	2,02	22,62	152	27,08	116,76
8	18	176,07	23,91	0,38	2,05	22,62	152	27,11	122,60

Рисунок 5. Регулировочные кривые с дополнительными построениями

Анализируя полученные регулировочные кривые, можно сказать, что оптимальным режимом работы скважины является режим при диаметре штуцера 8 мм. Данный выбор основан на следующих факторах:

– содержание мех. примесей во флюиде превышает 100 мг/л на диаметрах штуцера, равных 10, 12 и 18 мм (насос марки – 30.2 ЭЦНД 5А-160-3000 выполнен в обычном исполнении). Это влечет за собой уменьшение межремонтного периода эксплуатации УЭЦН по причине износа рабочих колес насоса и других узлов погружного оборудования;

– в связи с высоким газовым фактором (Г = 152 м³/м³), давлением насыщения (P_нас = 22,62 МПа) и в связи с тем, что насос не имеет модуля для защиты от повышенного содержания газа рекомендуется выбрать такой режим, при котором забойное давление имеет относительно высокое значение;

– на 1-ом технологическом режиме при диаметре штуцера 3 мм буферное давление превышает допустимое значение (4,61 МПа > 4 МПа);

– ЭЦН работает в своей рабочей зоне при диаметрах штуцера 6, 8, 10, 12, 18 мм (см. рисунок 6). КПД насоса при диаметре штуцера 8 мм близок к своему максимальному значению и равняется 56 % в отличие от режима с диаметром штуцера 6 мм (52,5 %);

– величина дебита на 5-ом режиме (штуцер – 8 мм) выше, чем на 4-ом режиме (штуцер – 6 мм).

Рисунок 6. Рабочая характеристика 30.2 ЭЦНД 5А-160-3000 с дополнительными построениями

Скважина работала с дебитом по нефти равным 159,26 м³/сут при диаметре штуцера равном 10 мм и частоте вращения рабочих колёс ЭЦН равной 50 Гц. Обводненность продукции составляла 27 %.

В процессе выбора (при помощи «штуцирования») оптимального режима работы скважины X, оборудованной УЭЦН, было выявлено, что для данной скважины, учитывая все её технологические параметры, оптимальный диаметр штуцера будет равен 8 мм. Дебит по нефти скважины X, работающей с данным диаметром штуцера, составляет 147,28 м³/сут. Обводненность продукции не изменилась, составляет 27 %.

Произведём расчёт экономической эффективности после оптимизации скважины X Ярактинского месторождения.

Первым действием посчитаем, сколько баррелей в сутки выдаёт скважина до и после её оптимизации. Зная, что 1 м³ нефти равен 1000 литров, 1 баррель нефти равен 158,987 л, можно рассчитать дебит:

Q₁ = (159,26 · 1 000) / 158,987 = 1001,717 бр./сут;

Q₂ = (147,28 · 1 000) / 158,987 = 926,365 бр./сут.

Рассчитаем годовой дебит скважины X до и после оптимизации, зная, что 1 год равен 365 суткам:

Q₁ = 1001,717 · 365 = 365 627 бр./год;

Q₂ = 926,365 · 365 = 338 123 бр./год.

Исходя из вышесказанного, в основном на практике прирост годовой добычи нефти после проведения оптимизации скважин с помощью имитационного моделирования, составляет в среднем на 5-20 %. В нашем случае, прирост дебита обуславливается увеличением межремонтного периода работы скважины и уменьшением риска возникновения аварий. Это связано с тем, что после оптимизации произойдёт уменьшение содержания мех. примесей с 109 г/м³ (является предельным значением для ЭЦН обычного исполнения) до 97 г/м³. Также увеличится забойное давление, тем самым уменьшится риск образования газовых пробок в ЭЦН, приводящих к аварийной остановке УЭЦН по недогрузу [6].

Для дальнейшего расчёта в качестве допущения примем среднее значение прироста добычи, равное 12 %. Тогда дебит скважины X, работающей на выбранном оптимальном технологическом режиме, составит:

Q_опт = Q₂ · 1,12 = 338 123 · 1,12 = 378 698 бр./год.

Зная годовые дебиты скважины до и после её оптимизации, произведём расчёт величины прироста годовой добычи:

ΔQ = Q_опт – Q₁ = 378 698 – 365 627 = 13 070 бр./год.

Нефть Ярактинского месторождения продается под маркой ESPO (ВСТО). Цена за 1 баррель нефти марки ESPO по данным за 20.05.2021 составляет 66,9 долларов. Таким образом, добавленная ценность (MVA) будет составлять:

MVA_$ = ΔQ · 66,9 = 13 070 · 66,9 = 874,433 тыс. долл/год.

По данным за 20.05.2021 1 доллар равен 74 рублям. Тогда добавленная ценность в рублях составляет:

MVA_₽ = MVA_$ · 74 = 874 433 · 74 = 64,71 млн. руб/год.

На рисунке 7 наглядно представлена гистограмма прироста денежной выручки (MVA) после оптимизации скважины X Ярактинского месторождения.

Рисунок 7. Гистограмма прироста денежной выручки (MVA) после оптимизации скважины X Ярактинского месторождения

Заключение

В данной статье проведена оптимизация технологического режима работы добывающей скважины, оборудованной УЭЦН на примере Ярактинского НГКМ с помощью программы «Тренажер-имитатор освоения и эксплуатации скважин АМТ 601».

Произведен выбор диаметра штуцера, на котором скважина работает с максимально возможным дебитом, с наибольшим межремонтным периодом скважинного оборудования и с наименьшим риском возникновения аварийных ситуаций.

В результате проведенного расчёта экономической эффективности предлагаемого процесса оптимизации скважины на примере Ярактинского НГКМ добавленная ценность (MVA) составила 81,45 млн. рублей. Данный показатель показывает, что использование тренажёра-имитатора АМТ-601, как программы для выбора оптимального режима работы скважины, является экономически эффективным решением.

Возможно дальнейшее применение данного программного обеспечения на добывающих скважинах действующего фонда не только Ярактинского НГКМ, но и других месторождений.

Список литературы

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов, 2–е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1981. – 453 с.
2. Гриценко А.И., Алиев 3.С.,Ермилов О.М., Ремизов В.В.,Зотов Г.А.«Руководство по исследованию скважин». Москва. «Наука», 1995г.
3. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. ООО «Феникс», 2016. – 605с.
4. Муллаев Б.Т. Проектирование и оптимизация технологических процессов в добыче нефти (с алгоритмами решения промысловых задач) Том 1, / –.: Издательский союз «Андронум» Грозный. 2017г. 534 с.
5. Тренажер–имитатор эксплуатации и освоения нефтяных и газовых скважин АМТ–601. [Электронный ресурс]. URL: http://amt–s.spb.ru/amt601uk.html (дата обращения: 01.03.2024).
6. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М., «Недра», 1973, с. 344.