Появление, бурный рост возможностей и повсеместное внедрение электронно-вычислительных машин не мог не вызвать стремление использовать их уникальные возможности для упрощения и ускорения проведения расчетов подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам. При этом появляется возможность не только ускорить подбор, но и повысить его точность за счет отказа от многих упрощений, требующихся при ручном счете. Так, например, при подборе с помощью ЭВМ, нет необходимости в некоторых допущениях.
При «машинном» подборе УЭЦН значение суммарного перепада давления (Δ Р) на расчетном участке обсадной колонны или колонны НКТ складывается из нескольких основных составляющих — потерь на трение, потерь на преодоление сил тяжести, инерционная составляющая и работа газа.
Плотность газа водонефтяной смеси рассчитывается с учетом скольжения газовой фазы по отношению к нефтяной и с учетом скольжения самой нефти относительно воды. Учет эффекта относительной скорости необходим на участке «забой скважины — прием насоса» и желателен на участке «нагнетание насоса — устье скважины». При определении плотности газоводонефтяной смеси, особенно при условии Р < Р нас, необходимо учитывать термодинамические зависимости процесса разгазирования (давления, температуры, коэффициента сжимаемости, показателя политропы и других факторов) и истинное газосодержание, зависящее от структуры потока и влияния вязкостных сил. При этом необходимо учитывать вязкость не только жидкой фазы откачиваемого флюида, но и вязкость попутного нефтяного газа. Возможность расчета изменений состояния откачиваемого флюида с малым шагом по высоте столба (по глубине скважины) обеспечивает возможность пренебречь дроссель-эффектом и подсчитывать изменение температуры на участках по линейной зависимости. Необходимо отметить, что при подборе УЭЦН с помощью ЭВМ целесообразным, а часто и необходимым, является точный термодинамический расчет, учитывающий теплотворную способность погружного оборудования, процессы теплообмена в погружном насосе, на внешних поверхностях погружного электродвигателя и кабеля, теплопередачу от потока пластовой жидкости к стенкам колонны НКТ и обсадной колонны и теплообмен с окружающей средой.
При программном решении задачи подбора УЭЦН к скважине необходимо представить характеристики насосов и погружных электродвигателей в виде зависимостей типа Н = f (Q), как при работе на воде, так и для работы на реальных жидкостях.
Расчет основных данных потока пластового флюида в колонне НКТ и в обсадной колонне ведется по одной и той же методике, а сам расчет может быть произведен как «сверху вниз», т.е. используя в качестве начальных условий устьевые значения давления, температуры, дебита нефти, воды и газа; так и «снизу вверх». В этом случае начальными условиями становятся пластовые и забойные величины (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность и т.д.).
В качестве исходных данных используются вышеприведенные данные, однако в связи с уменьшением количества допущений, эти данные должны быть дополнены следующими величинами:
- теплоемкость воды, нефти, газа;
- коэффициенты теплопроводности материала труб, цементного камня и горных пород, через которые проведена скважина;
- температурный градиент;
- термодинамические характеристики попутного нефтяного газа (коэффициент сжимаемости, состав, парциальные давления и т.д.);
- коэффициент шероховатости внутренних поверхностей труб (НКТ и обсадных);
- инклинограмма обсаженной трубами скважины (с возможно малым шагом инклинограммы, например, — 10 м);
- электротехнические показатели погружных двигателей и токоведущих кабелей;
- пластовые значения температуры, проницаемости и пористости горной породы, водо- и газонасыщенности пласта;
- коэффициент, характеризующий качество вскрытия пласта и фильтрационные процессы в призабойной зоне.
Методики пошаговых расчетов при «машинном» подборе УЭЦН достаточно подробно описаны в [12].
Применение ЭВМ позволяет использовать указанную методику без упрощений, что при малом времени расчетов приводит к наиболее точным результатам. Однако сложность в данном варианте подбора УЭЦН к скважинам состоит в том, что каждый новый подбор должен быть предварён комплексными исследованиями пласта и его призабойной зоны, зоны перфорации, забоя скважины, обсадной колонны, пластового флюида. При использовании устаревших данных (давностью свыше 3—6 месяцев в зависимости от динамичности процессов разработки месторождения и его свойств) или усредненных данных по какому-то пласту или месторождению эффект от «машинного» подбора резко снижается, а затраты на разработку сложных всеобъемлющих программ подбора становятся просто необоснованными.
Одними из первых развернутые методики подбора установок ЭЦН за рубежом стали применять специалисты фирмы REDA. Как уже указывалось, в 1972 г. фирма объявила о создании системы подбора насосов к скважинам «КОМПСЕЛ», с помощью которой проектируются индивидуальные оптимальные насосные системы для каждой конкретной скважины.
Данная система подбора базируется на основных данных по всем выпускаемым фирмой REDA элементам УЭЦН, а также на исходных промысловых данных. К исходным данным относится информация о конкретной скважине (месторождение, номер или название скважины, конструкция скважины — диаметр, глубина, инклинограмма, зона перфорации; пластовые характеристики — удельный вес воды, нефти, газовый фактор, давление, температура на забое скважины, планируемые дебиты нефти и воды, давление на устье скважины), а также история эксплуатации данной скважины (средний дебит, обводненность, максимально допустимый дебит скважины, глубина залегания продуктивного пласта, длина и диаметр насосно-компрессорных труб, исполнения насосная установка) и факторы, осложняющие добычу нефти (наличие абразива, коррозии, парафина и др.).
Хотя фирма REDA не раскрывает структуру и алгоритмы, на которых базируется им система подбора, однако сам набор исходных данных покалывает, что фирмой применяется достаточно упрошенная методика расчета основных данных при работе насосных установок.
Более полной методикой подбора своих насосных установок пользуются специалисты фирмы ESP. Кроме указанных в вопроснике фирмы REDA параметров, в опросном листе ESP значатся коэффициент продуктивности, давление насыщения, температура забоя и устья скважины, вязкость нефти при разных температурах, значения нескольких характерных точек кривой разгазирования. Все это означает, что при подборе установок используются зависимости для определения действительных внешних характеристик погружных насосов при их работе на реальных жидкостях, а также методы определения реального изменения фазового состояния откачиваемой жидкости на участках «забой скважины — прием насоса» и «насос — устье скважины»
В вопроснике-заявке на оборудование и рекомендации фирмы Centrilift указывается тип пласта (песчаник, известняк и т. п.), данные по давлению насыщения и кривой разозирования, однако не запрашиваются значения коэффициентов вязкости нефти и пластовой воды. Это значит, что данные параметры не применяются при расчетах значения истинной вязкости, плотности и газосодержания водонефтегазовой смеси.
В 1997 г. на рынок вышла программа SubPUMP™, разработанная компанией Petroleum Information/Dwight's, USA.
Данная программа позволяет выбирать оптимальные решения по системе «Пласт — скважина — насос» для множества вариантов подбора, отвечающим исходным требованиям пользователя.
Программа имеет развитый интерфейс, позволяющий работать с различными системами единиц (СИ, американская и канадская нефтепромысловые системы и другие), библиотеки соотношений «давление — объем — температура» для различных пластовых флюидов, аппарат для использования данных по вязкости при изменении температуры для расчетов движения жидкости по колоннам обсадных и насосно-компрессорных труб, при движении в погружном насосе.
База данных программы SubPUMP™ содержит информацию о характеристиках насосов, двигателей, кабелей, ступеней, гидрозащиты, производимых крупнейшими поставщиками установок погружных центробежных насосов — компаниями Centrilift, ESP, ODI, REDA, АЛНАС. Кроме базы данных в программе есть возможность изменять характеристики узлов и установок в целом по итогам их стендовых испытаний.
Итогом работы программы SubPUMP™ вне зависимости от подхода пользователя к проблеме подбора УЭЦН всегда является система с максимальным КПД или с минимальными общими затратами на добычу единицы скважинной продукции.
Программа SubPUMP™ работает под управлением Windows. В последнее время появились материалы о программе FloSystem 3, являющейся последней разработкой компании Edinburg Petroleum Services Ltd, UK.
FloSystem 3 включает в себя две программы: WellFlo и FieldFlo. WellFlo позволяет пользователю построить модель скважины графическим способом или в виде таблицы, а также произвести подбор оборудования (УЭЦН или газлифт) при различных условиях эксплуатации. Программа FieldFlo работает с объединенной моделью месторождения и отдельных скважин, учитывая взаимовлияние нагнетательных и добывающих скважин и процессы фильтрации пластовой жидкости в рабочих пластах.
В базе данных программы имеются характеристики насосных установок основных мировых производителей (в том числе — фирмы АЛНАС), зависимости для расчетов изменения давления, температуры, газосодержания и других параметров в любой точке интервала «забой — прием насоса», «прием насоса — выкид насоса», «выкид насоса — устье скважины».
Фирмой «ОКБ БН — КОННАС» со второй половины 1980-х годов активно внедрялся на нефтяных промыслах Советского Союза пакет прикладных программ (ППП) СПИНАКЕР, который, по утверждению авторов, представлял собой экспертную систему, призванную обеспечивать высокого эффективность эксплуатации нефтяных пластов, скважин и погружных центробежных насосов. В данном пакете существует и решение задачи о подборе УЭЦН к нефтяной скважине, использующее большую базу данных.
Данная база содержит сведения о конструкции скважин, свойствах пластовых флюидов, о характеристиках электроприводного насосного оборудования, и ретроспективы параметров технологического оборудования. Необходимо отметить, что в данной методике, переложенной для расчета на совместимые с PC IBM компьютеры, применяется один из самых полных и имеющих наименьшее количество допущений алгоритмов подбора оборудования к нефтяным скважинам [11]. Однако отсутствие допущении, упрощающих алгоритм подбора, требует оперативного получения самой полной и достоверной геолого-технической информации, без которой применение ППП СПИНАКЕР становится нецелесообразным.
Несколько особняком стоит программный продукт, разработанный на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и являющийся частью программно-аппаратного комплекса системы диагностики работоспособности скважинных насосных установок [3].
Данная программа подбора и диагностики скважинного насосного оборудования (как штангового, так и бесштангового — УЭЦН, УЭВН, УЭДН) имеет, кроме развитой базы данных (практически все выпускаемые в мире типоразмеры УЭЦН, винтовых и диафрагменных насосов) большое число первичных датчиков, установленных на добывающих скважинах. Это позволяет получить оперативную промысловую информацию, необходимую для качественного подбора оборудования. Методически программа подбора УЭЦН (работает в оболочке Windows) основана на положениях, рассмотренных в разделе 1 настоящей главы. Пакет указанных прикладных программ известен у нефтяников России под именем «Диагност», а ее более поздние версии, направленные на подбор насосных установок для добычи нефти, — «Автотехнолог». В настоящее время программа «Автотехнолог» имеет очень широкое распространение в нефтяной промышленности России и позволяет производить подбор всех типов насосных установок для добычи нефти (УЭЦН, УЭВН, УЭДН, УШСН, УВНПП и т.д.) выпускаемых в мире, а также проводить виртуальную оптимизацию работы системы «пласт — скважина — насосная установка». Программа имеет также конверторы, позволяющие использовать существующие на нефтяных промыслах базы данных по конструкции скважин и инклинометрии, по пластовым данным, по наличию оборудования на базах производственного обслуживания и на складах. Уточненные алгоритмы, удобный интерфейс и наличие нескольких «ноу-хау» привели к тому, что к концу 2001 г. программа «Автотехнолог» заняла доминирующее положение на нефтяных промыслах Российской Федерации.
Еще одной методикой, имеющей программное переложение для работы на PC IBM и совместимых с ними машинах, является методика, разработанная на кафедре разработки нефтяных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Данная методика является продолжением работ П.Д. Ляпкова, И.Т. Мищенко, В.И. Игревского и А.Н. Дроздова. Программа адаптирована к быстрому подбору насосных установок к скважинам по ограниченному количеству основных исходных данных.
Программы подбора оборудования к скважинам были разработаны в разное время в АО «Самаранефтегаз», АО «Татнефть», АО «Башнефть», АО «Нижневартовскнефтегаз» и некоторых других нефтедобывающих предприятиях. Все перечисленные программы являются упрощенными с точки зрения заложенных в них алгоритмов расчетов, но часто имеют достаточную для решения сиюминутных технологических задач точность и достоверность результатов.
Большое разнообразие методик и программ подбора установок погружных насосов для добычи нефти, предлагаемых отечественными и зарубежными разработчиками, приводит к проблеме рационального выбора среди них наиболее приемлемых для потребителей.
Основными критериями выбора программы подбора УЭЦН являются быстродействие, универсальность и подстраиваемость программы; наличие, качество и объем базы данных; объем внедрения УЭЦН или фонд эксплуатационных скважин; наличие или отсутствие у потребителя современной мощной вычислительной техники; сложность задачи и требуемая точность получаемых результатов; стоимость программного продукта.
В зависимости от набора требуемых параметров программы подбора УЭЦН потребитель может выбрать для себя одну или несколько программ и подпрограмм, обеспечивающих его потребности в подборе оборудования и оптимизации работы нефтяных скважин.
Основные сведения о некоторых современных программах и алгоритмах подбора установок ЭЦН к нефтяным скважинам приведены в табл. 1.80.
Таблица 1.80