CC BY
19УДК 004
Мукатдаров М.И.
Магистрант 2 курса Уфимский государственный авиационный технический университет
(Россия, г. Уфа)
УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ШТАНГОВОЙ СКВАЖИННОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ
Аннотация: современное состояние нефтедобывающей отрасли топливно-энергетического комплекса России характеризуется тем, что большинство нефтедобывающих производств относятся к промыслам в поздней стадии эксплуатации. Они отличаются увеличенной обводненностью продукции, снижением среднего дебита добывающих скважин и ростом затрат на каждую добытую тонну нефти. Целью исследования является повышении степени управляемости ШСНУ за счёт включения нового параметра в процесс управления нефтедобычей. Представленная схема управления позволит повысить эффективность добычи нефти.
Ключевые слова: штанговая скважинная насосная установка, скважина, призабойная зона пласта, скин-фактор, дебит.
Штанговая скважинная насосная установка (ШСНУ) представляет собой сложную систему, состоящую из следующих взаимосвязанных частей: станок-качалка, насосно-компрессорные трубы с прикрепленным к их окончанию цилиндром насоса, насосные штанги, соединенные с плунжером насоса на одном конце и станком-качалкой на другом, независимо действующие нагнетательный и приемный клапаны (рис 1.).
Рис. 1. Схема модели ШСНУ с учётом скин-фактора
Здесь п - частота качаний балансира; Q - дебит скважины ^ - ход полированного штока; АРнк - разность давлений у нагнетательного клапана; Апк - разность давлений у приемного клапана; - мгновенный расход жидкости через нагнетательный клапан; qпк - мгновенный расход жидкости через приемный клапан; q - производительность установки; 5 - скин-фактор.
Изначально данная схема [1, с. 70] не учитывала влияние скин-фактора на добычу нефти.
Штанги приводятся в движение посредством станка-качалки. При попеременном открытии и закрытии приемного и нагнетательного клапана происходит закачка жидкости из скважины. Количество жидкости, поступающее в скважину, зависит от проницаемости пласта. Проницаемость пласта может снижаться, что является результатом влияния скин-фактора и, как следствие, это приводит к снижению продуктивности пласта, падению пластового давления и динамического уровня жидкости, снижению притока и потенциального дебита. Учитывая влияние скин-фактора на добычу нефти, можно организовать такое управления установкой, позволяющее уменьшить отрицательное воздействие скин-фактора за счет регулирования режима работы установки или проведения геолого-технических мероприятий по обработке призабойной зоны пласта.
Скин-фактор - это гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи по сравнению с совершенной скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты, такие как турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т.д.
Для расчета скин-фактор используется формула, полученная из уравнения Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине:
где т]0 - потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора);
^ - фактическая продуктивность реальной скважины;
Як - радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами);
гс - радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта. Если величина скин-фактора лежит в пределах от -1 до 5, то проницаемость прискваженной зоны пласта можно считать неизменной. Большая положительная величина скин-фактора, то есть 5 > 5, свидетельствует о понижении проницаемости прискваженной зоны пласта. В данном случае проводятся геолого-технических мероприятий по увеличению проницаемости. Значительная отрицательная величина скин-фактора 5 < -1 говорит о повышенной проницаемости прискваженной зоны пласта, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва) [2, с. 36].
Предлагается разработать систему управления ШСНУ, которая будет учитывать влияние скин-фактора (рис. 2).
Рис. 2. Структурная схема системы управления ШСНУ
Здесь F - нагрузка на полированном штоке; ^ - перемещение полированного штока; 5 - величина скин-фактора; дскв - дебит скважины; АР - депрессия скважины; п - частота качаний станка-качалки; у - управляющее воздействие.
Система включает в себя ШСНУ, устройство контроля (динамограф), модель ШСНУ, учитывающая влияние скин-фактора, блок расчета управляющего воздействия, регулятор.
В основе модели ШСНУ лежит уточненная динамическая модель системы скважина - штанговая насосная установка - призабойная зона пласта. Отличием данной модели от исходной, представленной в [1, с. 69], является управление режимом работы установки, учитывающее влияние скин-фактора.
Динамограф предназначен для идентификации модели.
В модели ШСНУ происходит расчёт дебита и продуктивности установки. Далее определяется скин-фактор. В зависимости от того, какое у него значение, формируется сигнал для управляющего блока.
В блоке расчета управляющего воздействия производится расчет требуемой скорости откачки жидкости и определение числа двойных ходов установки в минуту. В регуляторе по заданному числу двойных ходов установки формируется управляющий сигнал для электродвигателя установки.
Построение такой системы позволит повысить эффективность нефтедобычи, снизить расходы на эксплуатацию.
Список литературы:
1. Дунаев И.В. Диагностика и контроль состояния скважинной штанговой насосной установки на основе динамометрирования и нейросетевых технологий: диссертация кандидата технических наук : 05.13.06 / Дунаев Игорь Владиславович; [Место защиты: Уфим. гос. авиац.-техн. ун-т].- Уфа, 2007.158 с.: ил. РГБ ОД, 61 07-5/4891.
2. Боганик В.Н., Медведев А.И., Пестрикова Н. А. Система «ГДИ-эффект» для массовой обработки данных ГДИС (Варианты поставки: «С» и «С+К») ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ООО «ГИС-ГДИ-эффект», 2005. 64 с.
