The use of software to increase the TBO on the example of the wells of the frequently repaired fund of the "Zhetybaimunaygas" PM

Cover Page


Cite item

Full Text

Abstract

Background: The operation of fields at a late stage of development requires the use of more efficient methods for increasing the TBO of the producing field in order to reduce the high costs of maintenance and repair works of production well stock.

Aim: Analysis of a well operation in a frequently repaired field (FRF), identification of the main causes of failure of downhole pumping equipment (DPE) and a way to solve problems using information technology.

Materials and methods: An important indicator of improving the reliability of the production facilities is the time between overhauls of wells (the TBO). One of the most significant complications during the well operations at the fields is the abrasion of the internal cavity of the tubing by pumping rods (the PR). Abrasion occurs due to mechanical action between the sleeve joint and the body of the rod from the inner wall of the tubing during reciprocating movements.

In order to minimize the contact of the rod with the tubing, a high-quality selection of the rod layout is required with further lowering of the pump rods with a centralizer. The software is an excellent tool for modeling sucker-rod pumping units (SRP), as well as for optimizing layouts of current SRP systems.

Results: According to the well profiles analysis, it is possible to predict failures and the consequences of failures of underground equipment. The efficiency of lowering the layout of underground equipment, calculated in the RodStar software, the number of repairs decreased from 66 to 31 units, and the average operating time increased from 52 to 114 days. It is important to note that failures due to leaky tubing decreased from 25 to 10 units, and the number of parted rods – from 24 to 6 units.

Conclusion: Summing up the analysis of the use of software products for the selection of downhole pumping equipment in the operation of mechanized well stock in oil and gas fields, the relevance and timeliness of creating a corporate database and the use of modern tools should be noted. The effectiveness of the software and the module application are certainly confirmed by the positive results i.e. an increase in TBF and TBO of the production wells of "Zhetybaymunaigaz" PD.

Full Text

Введение

Главной целью практически любого геолого-технического мероприятия (далее – ГТМ) является достижение максимальной прибыли при минимальных затратах. Снижение потерь в добыче нефти и сокращение затрат на ремонтно-восстановительные работы за счёт увеличения наработки оборудования на отказ являются наиболее эффективными методами сокращения себестоимости производства. Наработка на отказ и увеличение межремонтного периода прямо или косвенно отражают эксплуатационные показатели работы глубинно-насосного оборудования (далее – ГНО): показатели производительности, экономичности, рентабельности и т.д.

Важным показателем повышения надежности работы добычного комплекса является межремонтный период работы скважин (далее – МРП). На месторождениях производственного управления «Жетыбаймунайгаз» (далее – ПУ «ЖМГ») добывающие скважины в основном эксплуатируются механизированным способом – установками плунжерных штанговых насосов (далее – УПШН).

На текущий период увеличение МРП скважин является одной из основных задач в решении проблем при эксплуатации месторождений ПУ «ЖМГ». Эксплуатация месторождений на поздней стадии разработки требует применения более эффективных методов повышения МРП добывающего фонда для снижения больших затрат на ремонтно-профилактические работы добывающих скважин.

На месторождениях одним из наи- более значимых осложнений при эксплуатации скважин является истирание насосными штангами (далее – НШ) внутренней полости насосно-компрессорной трубы (далее – НКТ). Истирание происходит за счёт механического воздействия между муфтой и телом штанги с внутренней стенки НКТ во время возвратно-поступательных движений.

Для минимизации контакта штанги с насосно-компрессорной трубой рекомендуется качественный подбор компоновки штанг с дальнейшим спуском насосных штанг с центратором [1].

Основные причины отказа на 10 скважинах

За скользящий год по 10 скважинам было 64 отказа без ГТМ, из них 25 отказов по негерметичности НКТ (38%), 24 отказа по обрыву насосных штанг (36%) и 11 отказов по причине пропуска либо износа насоса (17%) [2]. Ниже в табл. 1 представлены основные параметры 10 скважин за скользящий год на момент первого пуска по каждой скважине.

 

Таблица 1. Основные параметры скважин на момент пуска

Table 1. Main parameters of wells at the time of start-up

ЦДНГ OGPD

ГУ GI

№ скв. Well No.

Фактические параметры до ОПИ (за скользящий год на момент пуска скважин) Actual parameters before field trials (LTM of the well start-up time)

Первый подход ПРС по компоновке RODSTAR The first approach of UWR on the layout of RODSTAR

Соблюдение компоновки (глубина спуска, диаметр насоса, компоновка НШ) Compliance with the layout (descent depth, pump diameter, pump rod layout)

Соблюдение компоновки по НШ с центраторами Compliance with the layout of pump rods with centralizers

Количество отказов по причинам: Number of failures due to

Кол-во ПРС, ВСЕГО, ед.UWR, TOTAL

Кол-во ПРС без ГТМ, ед. UWR without GTM

Отработанное время, сут Hours worked, days

МРП, сут TBO, days

негерметичность НКТ tubing leaks

заклинивание из-за механических примесей (солеотложения, парафин, песок, и др.) locking due to mechanical impurities (salt deposits, paraffin, sand, etc.)

пропуск/ износ НСН capacity / depreciation of the tubing pump

обрыв НШ breakage of the sucker rod

отворот НШ turnaway of the pump rod

ГТМ interventions

начало ремонта start of repair

конец ремонта end of repair

1

1

18

482

3

 

3

2

  

8

8

345

43

04.12.19

06.12.19

да

да

2

1

11

826

4

 

3

2

  

9

9

340

38

12.12.19

14.12.19

да

да

3

2

28

4787

5

2

    

7

7

344

49

05.12.19

09.12.19

да

да

4

2

19

4839

3

 

1

3

 

1

8

7

313

45

18.11.19

29.11.19

да

да

5

1

21

4854

4

 

2

5

  

11

11

340

31

10.12.19

12.12.19

да

да

6

1

25

1515

1

1

2

1

  

5

5

347

69

29.01.20

01.02.20

да

да

7

1

13

4713

0

  

4

  

4

4

355

89

20.02.20

22.02.20

да

да

8

2

1

4550

2

  

2

  

4

4

355

89

05.03.20

08.03.20

да

да

9

2

9

2924

3

  

3

  

6

6

351

59

02.04.20

07.04.20

да

да

10

1

8

1502

 

1

 

2

 

1

4

3

348

116

19.04.20

24.04.20

да

нет

ВСЕГО TOTAL

25

4

11

24

0

2

66

64

3438

54

    

ЦДНГ / OGPD – цех добычи нефти и газа / oil and gas production division

ГУ / GI – групповая установка / group installation

ОПИопытно-промысловые испытания / field trials

НСН / TP – насос скважинный невставной / tubing pump

ПРС / UWR – подземный ремонт скважин / underground well repair

 

Большинство отказов 10 скважин (74%) происходит по причине негерметичности НКТ и обрыва насосных штанг, основными причинами которых являются протирание подземного оборудования из-за кривизны ствола скважины и компрессионные нагрузки.

 

Рисунок 1. Основные причины отказа оборудования 10 скважин

 

Одним из методов устранения протирания является установка центраторов в той части колонны, в которой наблюдается наиболее интенсивное искривление. Иногда количество устанавливаемых центраторов достигает нескольких десятков. В таких случаях главную роль играют степень и интервал кривизны, нагрузка на штанги, диаметр спущенных труб и ряд других факторов.

RodStar является программным обеспечением (далее – ПО) для моделирования установок штанговых глубинных насосов (далее – ШГН), а также для оптимизации компоновок текущих систем ШГН. С RodStar можно проектировать установки новых ШГН или вносить изменения в существующие. Эту программу можно использовать для сравнения насосных агрегатов, скоростей откачки, размеров плунжера, насосных штанг, типов двигателей и т.д., а также оценки влияния заполнения насоса, уровня жидкости или дисбаланса насосного агрегата. Кроме того, ПО позволяет детально оценить и подобрать наиболее критичный компонент установки – колонну штанг, определить нагрузку на конце колонны штанг, а также рассчитать контактные нагрузки между колонной штанг и НКТ для выбора программы центраторов.

Существуют два режима: режим отклонения, предназначенный преимущественно для установки плунжерного штангового глубинного насоса (далее – УПШГН) с наклонными скважинами, и вертикальный режим, предназначенный, соответственно, для вертикальных скважин (от небольшого до нулевого отклонения). Используя мощные «экспертные» знания ПО, можно сэкономить время и прийти к лучшим решениям. Это позволяет оптимизировать дизайн колонны штанг, а также определить число качаний насоса в минуту и размер плунжера, необходимые для ожидаемых значений по добыче нефти [2].

Данное программное обеспечение может смоделировать любую насосную установку и точно определить её производительность. Для указанной системы программа прогнозирует динамограммы, снятые на поверхности и в скважине. Программа рекомендует необходимый размер насосного оборудования, рассчитывает ожидаемый дебит, число качаний в минуту, размер плунжера и дизайн колонны штанг.

Наклонная версия RodStar также позволяет вводить данные о замерах по отклонению скважины и рассчитывать контактную нагрузку, темп набора кривизны и выдаёт рекомендации по расположению центраторов и т.д.

После запуска созданного проекта RodStar оценивает дизайн УПШГН. Исходя из нагрузки на поверхность, нагрузки на колонну штанг и производительности насоса указывает, какие секции могут нуждаться в улучшении.

RodStar обладает множеством расширенных функций, которые позволяют точно прогнозировать производительность системы для любой УПШГН. С помощью этой программы можно моделировать скважины любой глубины, включая очень глубокие или неглубокие, влияние изменения скорости двигателя и инерции насосного оборудования, а также точно рассчитать потребление электроэнергии.

Благодаря всем этим функциям ПО практически не имеет ограничений и является одной из продвинутых и простых в использовании других подобных программ.

Инклинометрия скважин влияет на контактные силы между колонной НКТ и колонной штанг. Ниже на рис. 2 представлены профили скважин, полученные в ПО RodStar на основе инклинометрии скважин.

 

Рисунок 2. Профили скважин

1) 482; 2) 1502; 3) 1515; 4) 2924; 5) 4550; 6) 4761; 7) 4787; 8) 4839; 9) 4854

 

По профилям 10 скважин имеется возможность прогнозирования отказов и последствий, с которыми можно столкнуться, а именно:

  • наличие сжимающих нагрузок (зависания) колонны штанг;
  • анализ инклинометрии показывает наличие значительных контактных нагрузок (трения колонны штанг и НКТ);
  • некоторые режимы эксплуатации (число качаний и глубина спуска) показывают значительные нагрузки на станок-качалку и редуктор.

Все эти причины приводят к обрыву штанг, протиранию, негерметичности НКТ.

Анализ текущей компоновки на примере скважины 4839

Основными причинами отказа скважины 4839 за анализируемый период являются:

  • обрыв по муфте на глубине 800 м;
  • обрыв штанг из-за протирания на глубине 680 м, 700–740 м;
  • негерметичность НКТ;
  • заклинивание плунжера.

Опыт эксплуатации УПШГН показывает, что разрушение штанговых колонн обусловлено преимущественно усталостью металла из-за циклических и переменных по величине нагрузок.

При подборе штанговых колонн необходимо руководствоваться следующими требованиями:

  1. Колонна должна иметь достаточную усталостную прочность, т.е. приведенные напряжения (стрессовая нагрузка) в любом сечении колонны должны быть меньше предельно допустимых значений напряжений для выбранного материала штанг. Приведенные напряжения между ступенями (равнопрочность ступеней колонны штанг) равны или их разница не превышает 5–10%.
  2. Колонна должна иметь минимальный вес.
  3. Колонна должна обладать небольшой деформацией (минимальные потери хода плунжера от упругих деформа- ций) [3, 4].

Фактические интервалы протираний и обрывов НШ совпадают с интервалами, где имеются высокие контактные силы, которые были определены с помощью ПО RodStar (рис. 3).

 

Рисунок 3. Контактные силы на скважине 4839

 

Указанные недостатки ведут к износу штанг из-за компрессионных или сжимающих нагрузок, большого перепада напряжения в ступенях и приводят:

  • к деформации сжатия и кручению колонны штанг,
  • дополнительному контакту НКТ и штанг при ходе вниз (так называемое зависание колонны штанг при ходе вниз);
  • изменению при ходе плунжера [4].

В табл. 2–3 представлены параметры скважины 4839 и расчет нагрузок для анализа текущей компоновки.

 

Таблица 2. Параметры скважины 4839

Table 2. Well parameters 4839

Параметры / Parameters

Значения /Value

Дебит по жидкости, м3/сут / Liquid flow rate, m³/day

26,3

Дебит по нефти, м3/сут / Oil flow rate, m³/day

7,5

Текущий динамический уровень, м / Current dynamic level, m

401

Число качаний, кач/мин / Pumping speed, pumps/min

5,9

Полезная длина хода, см / Clear distance, cm

256

Максимальные нагрузки на полированном штоке, Н Maximum loads on polished rod, N (1)

48 527

Минимальные нагрузки на полированном штоке, Н Minimum loads on polished rod, N (2)

25 592

Отношение (1)/(2) / Ratio (1)/(2)

0,527

Загруженность станка-качалки, % / Workload

62

 

Таблица 3. Расчет текущих нагрузок на колонне штанг

Table 3. Calculation of current loads on the stem

Диаметр штанги, мм D, mm

Длина, м Length, m

Стрессовая нагрузка, % Stress load, %

Верхняя максимальная нагрузка, кПа Upper maximum load, kPa

Верхняя минимальная нагрузка, кПа Upper minimum load, kPa

Нижняя минимальная нагрузка, кПа Lower minimum load, kPa

22 С

800

62,4

123 939

67 113

15 350

19 С

400

37,5

61 673

17 497

-3 121

 

Как видно из табл. 3, приведённое напряжение между ступенями весьма высокое и составляет 24,9%, хотя оно не должно превышать 5–10%.

В табл. 4 представлен полученный расчёт нагрузок на колонне штанг с тяжёлым низом.

 

Таблица 4. Расчет нагрузок на колонне штанг с тяжелым низом

Table 4. Calculation of loads on the stem with a heavy bottom

Диаметр штанги, мм D, mm

Длина, м Length, m

Стрессовая нагрузка, % Stress load, %

Верхняя максимальная нагрузка, кПа Upper maximum load, kPa

Верхняя минимальная нагрузка, кПа Upper minimum load, kPa

Нижняя минимальная нагрузка, кПа Lower minimum load, kPa

22 С

405

58,2

116 439

61 825

35 070

19 С

660

57,8

105 127

45 951

3 746

22 С

135

20,8

24 949

-1 703

-2 293

 

В целях снижения количества отказов на скважине 4839 22.11.2019 г. была подобрана компоновка насосных штанг в ПО RodStar и направлена специалистам АО «Мангистаумунайгаз» для дальнейшего применения. Эскиз данной компоновки подземного оборудования представлен на рис. 4.

 

Рисунок 4. Эскиз подземного оборудования скважины 4839

 

30.11.2019 г. скважина 4839 была запущена после капитального ремонта с соблюдением компоновки насосных штанг, предоставленной Филиалом ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз».

После запуска скважина отработала без отказа 293 сут и была остановлена на ремонт по причине отложения парафина и солей на НКТ. Если до спуска за календарный год на скважине было проведено 7 ремонтов, то после спуска с соблюдением компоновки был проведен 1 ремонт.

Анализ эффективности работы 10 скважин

В конце ноября 2019 г. начаты работы по спуску оборудования согласно предложенной компоновке в ПО RodStar. Основным критерием для снижения количества отказов является соблюдение последовательности сборки компоновки. Результаты анализа работы после пуска скважины представлены в табл. 5.

 

Таблица 5. Сравнительный анализ до и после спуска компоновки за календарный год

Table 5. Comparative analysis before and after launching the layout for the calendar year

Виды отказов Failure modes

До начала ОПИ Before the start of field trials

До начала ОПИ Before the start of field trials

Отклонение Deviation

Негерметичность НКТ / Tubing leakage

25

10

-15

Механические примеси/заклинивание / Mechanical impurities / jamming

5

5

0

Обрыв штанг / Parted rods

24

6

-18

Отворот штанг / Rods turnaway

0

1

1

Пропуск/износ насоса / Pump capacity/depreciation

11

7

-4

ГТМ / interventions

1

2

1

ВСЕГО отказов / TOTAL failures

66

31

-35

Средняя наработка на отказ / Average time to failure

52

114

61

 

Как видно из данных таблицы, после спуска компоновки, рассчитанной в ПО RodStar, количество ремонтов уменьшилось с 66 до 31 ед., а средняя наработка увеличилась с 52 до 114 сут. Важно отметить, что отказы по причине негерметичности НКТ уменьшились с 25 до 10 ед., а количество обрывов штанг с 24 до 6 ед.

В табл. 6 представлен зеркальный анализ по скважинам (соблюдение выданных компоновок по 10 скважинам), где наглядно показано, что все рекомендации были выполнены.

 

Таблица 6. Зеркальный анализ по 10 скважинам / Table 6. Mirror analysis for 10 wells

ЦДНГ OGPD

ГУ GI

№ скв. Well No.

Дата пуска Start date

Параметры скважин Well parameters

Причины отказов ПО Reasons for software failures

Статус

Mode

период period

календарные дни calendar days

дни простоев downtime days

отработанные дни worked days

кол-во ПРС, ед.

UWR

кол-во ПРС (без учета ГТМ) UWR (excluding interventions)

СНО (без учета ГТМ) ATF (excluding interventions)

СНО ATF

пропуск/износ ШГН pump capacity/depreciation

негерметичность НКТ tubing leaks

обрыв штанги parted rods

отворот штанги rods turnaway

отложение механических примесей, солеотложения deposition of mechanical impurities, salt deposits

заклинивание jamming

ГТМ interventions

ВСЕГО TOTAL

1

1

18

482

06.12. 2019

до спуска before the running

365

20

345

8

8

43

43

3

3

2

    

8

в работе in process

после спуска after the running

365

40

325

5

4

81

65

 

2

   

2

1

5

отклонение deviation

0

20

-20

-3

-4

38

22

-3

-1

-2

0

0

2

1

-3

2

1

11

826

14.12. 2019

до спуска before the descent

365

25

340

9

9

38

38

3

4

2

    

9

в работе in process

после спуска after the descent

365

23

342

4

4

86

86

3

 

1

    

4

отклонение deviation

0

-2

2

-5

-5

48

48

0

-4

-1

0

0

 

0

-5

3

2

28

4787

09.12. 2019

до спуска before the descent

365

21

344

7

7

49

49

0

5

  

0

2

 

7

в работе in process

после спуска after the descent

365

8

357

4

4

89

89

 

1

1

  

2

 

4

отклонение deviation

0

-13

13

-3

-3

40

40

0

-4

1

0

0

0

0

-3

4

2

19

4839

30.11. 2019

до спуска before the descent

365

52

313

8

7

45

39

1

3

3

 

0

 

1

8

в работе in process

после спуска after the descent

365

3

362

1

1

362

362

 

1

     

1

отклонение deviation

0

-49

49

-7

-6

317

323

-1

-2

-3

0

0

0

-1

-7

5

1

21

4854

12.12. 2019

до спуска before the descent

365

25

340

11

11

31

31

2

4

5

    

11

в работе in process

после спуска after the descent

365

4

361

2

2

181

181

2

      

2

отклонение deviation

0

-21

21

-9

-9

150

150

0

-4

-5

0

0

0

0

-9

6

1

25

1515

01.02. 2020

до спуска before the descent

365

15

350

5

5

70

70

1

1

1

  

2

 

5

в работе in process

после спуска after the descent

365

21

344

8

8

43

43

1

3

3

1

   

8

отклонение deviation

0

6

-6

3

3

-27

-27

0

2

2

1

0

-2

0

3

7

1

13

4713

22.02. 2020

до спуска before the descent

365

10

355

4

4

89

89

  

4

    

4

в работе in process

после спуска after the descent

365

9

356

4

4

89

89

1

1

1

 

1

  

4

отклонение deviation

 

-1

1

0

0

0

0

1

1

-3

0

1

0

0

0

8

2

1

4550

08.03. 2020

до спуска before the descent

365

11

354

4

4

89

89

 

2

2

    

4

в работе in process

после спуска after the descent

365

2

363

1

1

363

363

 

1

     

1

отклонение deviation

0

-9

9

-3

-3

275

275

0

-1

-2

0

0

0

0

-3

9

2

9

2924

07.04. 2020

до спуска before the descent

365

15

350

6

6

58

58

1

3

2

    

6

в простое

с 25.08. 2020 г. in a downtime 08.25. 2020

после спуска after the descent

365

13

352

1

0

352

352

      

1

1

отклонение deviation

0

-2

2

-5

-6

294

294

-1

-3

-2

0

0

0

1

-5

10

1

8

1502

24.04. 2020

до спуска before the descent

365

13

352

4

4

88

88

  

3

 

1

  

4

в простое с 05.09. 2020 г. in a downtime 09.05. 2020

после спуска after the descent

365

4

361

1

1

361

361

 

1

     

1

отклонение deviation

0

-9

9

-3

-3

273

273

0

1

-3

0

-1

0

0

-3

 

до спуска before the descent

3650

207

3443

66

65

53

52

11

25

24

0

1

4

1

66

 

после спуска after the descent

3650

127

3523

31

29

121

114

7

10

6

1

1

4

2

31

отклонение deviation

0

-80

80

-35

-36

69

62

-4

-15

-18

1

0

0

1

-35

СНО / ATF – средняя наработка на отказ / average time to failure

 

Функционал по технологии добычи. Модуль подбор ГНО

Наряду с применением ПО RodStar, на текущий момент продолжается разработка функционала по технологии добычи в Информационной системе ABAI.

«Подбор ГНО» является программным модулем, позволяющим повысить эффективность рекомендаций при выборе способа эксплуатации и подборе ГНО. Данный модуль на основе автоматической агрегации входных параметров из существующих баз данных позволяет произвести оценку потенциала действующих и новых (из бурения) скважин и на основе технико-экономических критериев выдавать рекомендации по выбору способа эксплуатации. За счёт оптимального расчёта дизайна скоростной и качественный подбор ГНО позволяет снизить частоту отказов ГНО и количество ПРС.По итогам совместной работы специалистов АО «Мангистаумунайгаз» и ТОО «КМГ Инжиниринг» в 4 кв. 2021 г. модуль введен в промышленную эксплуатацию в АО «Мангистаумунайгаз» на месторождении Жетыбай.

В процессе совместной работы были проведены работы по следующим направлениям:

  1. Подбор ШГН и составление рекомендаций на отказавших скважинах часто ремонтируемого фонда (далее – ЧРФ) месторождения Жетыбай.
  2. Анализ соблюдения технологии спуска ШГН на скважинах [5].
  3. Сравнительный анализ спущенных компоновок [6].
  4. В рамках доработок по запросу ключевых пользователей разработан и внедрён дополнительный функционал по компоновке штанг и центраторов [7, 8].

 

Рисунок 5. Эскиз подземного оборудования скважины 4368

 

Сопровождение работ по промышленному использованию модуля

Анализ рекомендаций по изменению компоновки

Подбор ШГН и рекомендации в соответствии с расчетами в модуле выполнены для 21 скважины ЧРФ [9].

Подбор каждой компоновки сопровождался анализом эксплуатации скважины, составлением карточки, содержащей графическую и табличную информацию по гидродинамическим исследованиям, параметрам работы, истории отказов и др., составлением рекомендаций по дальнейшей эксплуатации, составлением отчёта по подбору ГНО [9].

В компоновке ГНО и направленных рекомендациях содержатся следующие изменения: диаметра ШГН, числа качаний, длины хода, конструкции колонны штанг, глубины спуска, установки газопесочных якорей, отборов скважины.

Вся информация вводилась в оптимизированной единой форме для контроля и анализа выполняемых работ по подбору ШГН. После выполнения основной части подбора компоновки, помимо создания отчёта, есть возможность в ручном и автоматизированном режиме управлять компоновкой штанг и центраторов.

Реализованные алгоритмы модуля «Подбор ГНО» позволяют:

  • учесть превышения стола ротора над устьем;
  • выбрать интервалы рекомендуемой и обязательной установки в целом и поинтервально;
  • задать конструкцию нижней штанги компоновки;
  • установить исторические интервалы истираний колонны НКТ и штанг;
  • рассчитывать запас по установке штанг с центраторами выше и ниже проектных интервалов, исходя из точности глубины спуска и длины хода колонны штанг;
  • объединять интервалы установки центраторов во избежание слишком сложных компоновок;
  • автоматически пересчитывать количество штанг по диаметрам с центраторами и без для текущей компоновки, что позволяет находить оптимум при ограничении количества штанг с центраторами в наличии;
  • выводить в отчете компоновку штанг с центраторами в виде готового плана работ на спуск и в табличном виде.

Анализ соблюдения технологии спуска ШГН

Для проведения анализа соблюдения технологии спуска ШГН была разработана форма проверки и учёта результатов. Пункты проверки исходят из основных нарушений технологии спуска, которые могут вызывать ранний отказ (рис. 6). В акте проверки состояния спускаемого ГНО указаны возможные обстоятельства отказа, не зависящие от выполненных расчётов в модуле. Поскольку при спуске ШГН не всегда соблюдается технология, основные области для оптимизации – это смазка резьбовых соединений, шаблонирование, замер НКТ, спуск кондиционного оборудования, ведение учёта спущенного и поднятого ГНО.

 

Рисунок 6. Акт проверки состояния спускаемого подземного оборудования

 

Анализ соответствия спущенной компоновки представленным рекомендациям

Спуск ШГН на основе расчётов в модуле выполнен на 19 скважинах [10].

Длины хода и числа качаний на 5 скважинах менялись уже после запуска, в ходе вывода скважины на режим, на 8 скважинах число качаний превышает расчётное, на 6 скважинах в связи с этим происходит превышение расчётного дебита.

На 3 скважинах отклонения от рекомендованной компоновки штанг (расчет исходил из условия равнопрочности секций). На 3 скважинах произошел преждевременный отказ. Истирания (отсутствие центраторов в указанном интервале), обрыв штанг (несоблюдение рекомендуемого режима, снижение притока, превышение допустимых нагрузок), механические примеси (засорение клапанов и цилиндра насоса механическими примесями).

По скважинам составлены рекомендации и направлены в ПУ «ЖМГ» для учета в дальнейшей эксплуатации.

ПО RodStar & МОДУЛЬ «ПОДБОР ГНО» ИС ABAI

Анализ методик расчета ШГН

Целью данного проведённого сравнительного анализа являлось определение корректности и применимости алгоритмов, применённых в модуле «Подбор ГНО» посредством сравнения результатов расчёта с результатами аналогичных ПО [10].

Сравнение результатов подбора 7 скважин представлено в табл. 7.

 

Таблица 7. Сравнение результатов подбора 7 скважин

Table 7. Comparison of the results of the selection of 7 wells

№ скв. Well No.

ПО Software

Насос, мм Pump, mm

Ожидаемые параметры Expected parameters

Колонна штанг Stem

Lнас

число качаний number of pumps

длина хода, см distance, sm

22 мм (тип насоса / pump type)

Загрузка, % Loading, %

Рmax, кН

Рmin, кН

19 мм 19 mm

Загрузка, % Loading, %

Рmax, кН

Рmin, кН

22 мм 22 mm

Загрузка, % Loading, %

Рmax, кН

Рmin, кН

4501

Rodstar

57

3,7

3

15,0

21,9

13,7

-1,3

87,0

45,3

33,7

13,9

73,0

45,5

53,6

29,4

1400

ABAI

44

5,9

3

7,0

25,3

13,5

0,3

85,0

68,2

33,2

11,6

71,0

68,2

51,9

27,1

1300

Сравнение Comparison

 

2,2

0

-8,0

3,4

1,9

76,9

-2,0

22,9

1,6

16,7

-2,0

22,7

3,1

7,8

-100

975

Rodstar

57

4,8

3

7,0

30,8

18,7

-2,6

67,0

54,3

33,6

8,4

76,0

55,0

54,5

23,5

1200

ABAI

57

4,8

3

8,0

33,6

17,8

0,1

62,0

71,4

32,3

7,9

80,0

71,3

52,2

25,2

1200

Сравнение Comparison

 

0

0

1,0

2,8

4,7

96,2

-5,0

17,1

3,9

5,8

4,0

16,3

4,1

-7,0

0

1133

Rodstar

38

3,9

3

16,0

15,0

9,3

-0,9

84,0

32,6

28,3

14,1

75,0

33,3

48,1

30,5

1400

ABAI

3,9

3

6,0

27,3

11,5

0,2

85,0

68,1

28,3

12,2

84,0

69,3

47,9

30,3

1400

Сравнение Comparison

 

0

0

-10,0

12,3

-23,4

78,9

1,0

35,5

0,1

13,5

9,0

36,0

0,3

0,6

0

1241

Rodstar

44

5,8

3

16,0

18,2

11,4

-1,0

85,0

50,0

34,5

12,3

53,0

49,9

50,7

22,4

1232

ABAI

5,8

3

6,0

24,1

12,7

0,1

76,0

63,5

30,5

10,1

72,0

64,7

49,4

25,9

1400

Сравнение Comparison

 

0

0

-10,0

5,9

-11,1

89,6

-9,0

13,5

11,7

17,7

19,0

14,8

2,5

-15,7

168

4719

Rodstar

57

3,7

3

8,0

34,8

21,6

-2,4

56,0

58,3

34,9

7,7

86,0

58,7

58,0

25,7

1200

ABAI

3,7

3

8,0

39,1

20,6

0,1

52,0

73,7

32,5

6,1

90,0

73,5

54,1

26,4

1200

Сравнение Comparison

 

0

0

0,0

4,3

4,8

95,8

-4,0

15,4

7,0

20,6

4,0

14,8

6,7

-2,9

0

4741

Rodstar

57

3

3

7,0

24,7

15,2

-1,7

23,0

36,9

21,2

3,1

81,0

37,4

42,2

20,6

888

ABAI

 

3

3

8,0

43,0

 

0,1

30,0

73,7

25,1

3,9

74,0

73,7

42,7

20,4

1000

Сравнение Comparison

 

0

0

1,0

18,3

100,0

94,2

7,0

36,8

-18,6

-26,4

-7,0

36,3

-1,3

1,1

112

5466

Rodstar

32

5,1

3

17,0

12,6

7,2

-1,4

127,0

51,4

39,8

18,6

62,0

51,3

57,9

30,9

1648

ABAI

5,1

3

5,0

21,1

9,0

0,2

125,0

74,2

34,2

18,4

77,0

74,0

53,2

35,2

1650

Сравнение Comparison

 

0,0

0,0

-12,0

8,5

-24,6

86,0

-2,0

22,8

14,1

0,8

15,0

22,7

8,1

-13,8

2

Среднее значение отклонений Average value of deviations

 

0,3

0,0

-5,4

7,9

7,5

88,2

-2,0

23,4

2,8

7,0

6,0

23,4

3,4

-4,3

26,0

Рmax – максимальное давление / maximum pressure

Рmin – минимальное давление / minimum pressure

Lнас – длина насоса / pump length

 

Подбор осуществлён под равные условия, за исключением скважины 4501 (диаметр насоса и число качаний).

Нагрузки на колонну штанг показали хорошую сходимость.

Загрузки равнопрочных колонн отличаются, т.к. применяются различные методики. В модуле «Подбор ГНО» применяется методика расчета приведенных напряжений.

Сравнение нагрузок колонны штанг 7 скважин показало среднее отклонение нагрузки 5% (рис. 7). Сравнение загрузок колонны штанг 7 скважин представлено в табл. 8–9.

 

Рисунок 7. Сравнение нагрузок колонны штанг

1) сравнительный анализ / comparative analysis Рmax, кН; 2) сравнительный анализ / comparative analysis Рmin, кН

 

Таблица 8. Сравнение загрузок колонны штанг 7 скважин между секциями

Table 8. Comparison of downloads of the stem among 7 wells between sections

№ скв. Well No

ПО Software

Загрузка между секциями, % Loading, %

Соотношение длин между секциями Length ratio between sections

4501

Rodstar

0,2

-8,0

ABAI

0,0

-8,6

Разница загрузок ПО

-0,2

-0,6

975

Rodstar

0,7

6,0

ABAI

-0,1

12,0

Разница загрузок ПО

-0,8

6,0

1133

Rodstar

0,7

-5,1

ABAI

1,2

-0,6

Разница загрузок ПО

0,5

4,6

1241

Rodstar

-0,1

-20,8

ABAI

1,2

-2,3

Разница загрузок ПО

1,3

18,5

4719

Rodstar

0,4

20,0

ABAI

-0,2

25,3

Разница загрузок ПО

-0,6

5,3

4741

Rodstar

0,5

52,3

ABAI

0,0

35,2

Разница загрузок ПО

-0,5

17,1

5466

Rodstar

-0,1

-31,6

ABAI

-0,2

-23,3

Разница загрузок ПО

-0,1

8,3

 

Таблица 9. Сравнение загрузок колонны штанг 7 скважин по диаметрам насосных штанг

Table 9. Comparison of downloads of the stem among 7 wells by the diameters of the pump rods

№ скв. Well No

22 мм

19 мм

Тип насоса / Pump type

Факт до Fact before

ABAI

Факт до Fact before

ABAI

Факт до Fact before

ABAI

4501

1160

568

240

680

0

56

975

904

640

296

496

0

64

1133

992

672

209

680

0

48

1241

720

576

400

608

0

48

4719

880

720

320

416

0

64

4741

600

592

400

240

0

64

5466

800

616

800

1000

0

40

 

Методика расчета загрузки в модуле «Подбор ГНО» основывается на отношении рассчитанных приведённых напряжений по секциям к приведённому напряжению допустимому для данной марки стали. Согласно данной методике не рекомендуется загружать колонну штанг более чем на 85%.

В ПО RodStar загрузка оценивается по модифицированной диаграмме Гудмана и даёт меньший запас прочности в сравнении с модулем.

Имеется разница загрузок между секциями, но некритичная. Диапазон – 0,1–1,3% в пределах, рекомендованных 5%. При этом условия по загрузке (не более 85% от номинала) не нарушаются.

На скважинах до применения расчёта в модуле (фактическая) длина верхней секции была выше, что не соответствовало условию равнопрочности колонны.

Расчет тяжёлого низа представлен в табл. 10.

 

Таблица 10. Расчет тяжелого низа

Table 10. Heavy bottom calculation

№ скв. Well No

ПО Software

Насос, мм Pump, mm

Ожидаемые параметры Expected Options

Колонна штанг Rod column

Lнас

число касаний number of touches

длина хода, см distance, cm

22 мм (тип насоса / pump type)

4501

Rodstar

57

3,7

3

15,0

1400

ABAI

44

5,9

3

7,0

1300

Сравнение / Comparison

 

2,2

0

-8,0

-100

975

Rodstar

57

4,8

3

7,0

1200

ABAI

44

4,8

3

8,0

1200

Сравнение / Comparison

 

0

0

1,0

0

1133

Rodstar

38

3,9

3

16,0

1400

ABAI

3,9

3

6,0

1400

Сравнение / Comparison

 

0

0

-10,0

0

1241

Rodstar

44

5,8

3

16,0

1232

ABAI

5,8

3

6,0

1400

Сравнение / Comparison

 

0

0

-10,0

168

4719

Rodstar

57

3,7

3

8,0

1200

ABAI

3,7

3

8,0

1200

Сравнение / Comparison

 

0

0

0,0

0

4741

Rodstar

57

3

3

7,0

888

ABAI

 

3

3

8,0

1000

Сравнение / Comparison

 

0

0

1,0

112

5466

Rodstar

32

5,1

3

17,0

1648

ABAI

5,1

3

5,0

1650

Сравнение / Comparison

 

0,0

0,0

-12,0

2

Среднее отклонение, шт. Average deviation, pcs

   

-5,4

 

 

Расчет тяжёлого низа в модуле считается по стандартной методике, исходя из сил сопротивления, возникающих внизу колонны штанг при движении в вязкой среде.

В ПО RodStar расчёт тяжёлого низа по умолчанию не производится, а подбирается установкой длины тяжёлого низа и дальнейшим расчетом напряжения внизу колонны (Bottom min). При этом применяется условие допустимого диапазона напряжения при переходе средней секции в тяжёлом низе 2100–4500 кПа.

Рекомендованные варианты подбора представлены в табл. 11.

 

Таблица 11. Рекомендованные варианты подбора компоновки

Table 11. Recommended layout options

№ скв. Well No

ПО Software

Насос, мм Pump, mm

Ожидаемые параметры Expected Options

Колонна штанг Rod column

Lнас

число касаний number of touches

длина хода, см distance, sm

22 мм (тип насоса / pump type)

Загрузка, % Loading, %

19 мм 19 mm

Загрузка, % Loading, %

22 мм 22 mm

Загрузка, % Loading, %

4501

ABAI

44

5,9

3

7,0

25,3

85,0

68,2

71,0

68,2

1300

Rodstar

44

6

3

18,0

29,8

89,0

67,1

68,0

67,2

1400

975

ABAI

44

4,8

3

8,0

33,6

62,0

71,4

80,0

71,3

1200

Rodstar

44

6

3

16,0

16,3

77,0

39,4

57,0

39,6

1200

1133

ABAI

38

3,9

3

6,0

27,3

85,0

68,1

84,0

69,3

1400

Rodstar

38

6

3

15,0

16,3

78,0

39,5

57,0

39,9

1200

1241

ABAI

44

5,8

3

6,0

24,1

76,0

63,5

72,0

64,7

1400

Rodstar

44

6

3

19,0

21,3

97,0

60,8

59,0

60,7

1400

4719

ABAI

57

3,7

3

8,0

39,1

52,0

73,7

90,0

73,5

1200

Rodstar

57

6

3

10,0

42,3

70,0

77,4

70,0

77,9

1200

4741

ABAI

57

3

3

8,0

43,0

30,0

73,7

74,0

73,7

1000

Rodstar

44

6

3

16,0

18,5

80,0

47,7

54,0

47,4

1200

5466

ABAI

32

5,1

3

5,0

21,1

125,0

74,2

77,0

74,0

1650

Rodstar

32

6

3

18

12,8

125

53,3

57

52,9

1600

 

Основные принципы подхода к расчету ШГН в ПО RodStar:

  • зачастую режим рассчитывается на длину хода плунжера 3 и число качаний 6 мин-1 для достижения целевого отбора;
  • в отдельных случаях рекомендован приподъём подвески насоса одновременно с увеличением частоты качаний до 6 мин-1;
  • загрузка колонны остаётся в пределах нормы, что обусловлено применяемой методикой расчета загрузки с меньшим запасом прочности.

Методика расчета компоновок в модуле «Подбор ГНО»:

  • предпочтение отдаётся тихоходному режиму (низкое число качаний до 4 мин-1) с максимальной длиной хода плунжера;
  • рассматривается возможность заглубления насоса при допустимой загрузке (не более 85%).

Методика расстановки центраторов

Центраторы в ПО RodStar подбираются по расчёту боковых контактных нагрузок, которые учитывают темп набора кривизны (далее – ТНПК). В случае низкого качества инклинометрии расстановка центраторов осуществляется вручную по истории протираний колонны.

Центраторы в модуле «Подбор ГНО» подбираются по зонам критических значений ТНПК и максимальному зенитному углу. В модуле реализована автоматическая поинтервальная расстановка центраторов, включая историю протираний.

Выводы по анализу методик расчета ШГН

  1. Среднее отклонение нагрузок по модулю в сравнении с ПО RodStar составило 5%.
  2. Загрузки равнопрочных колонн в модуле и ПО отличаются, т.к. применены разные методики. В обоих случаях загрузки находятся в пределах допустимого значения.
  3. Разница загрузок между секциями незначительная (0,1–1,3%), соблюдается условие равнопрочности конструкции колонны штанг.
  4. При сравнении рекомендуемых вариантов отличия модуля «Подбор ГНО» от ПО RodStar имеют место из-за дополнительной оптимизации в модуле – глубины спуска насоса, диаметра ШГН и числа качаний балансира СК, которые выполнялись в ABAI.

В заключение, подводя итоги анализа применения программных продуктов для подбора ГНО при эксплуатации механизированного фонда скважин на нефтегазовых месторождениях, нужно отметить актуальность и своевременность создания корпоративной базы данных и использование современных инструментов. Эффективность применения ПО и модуля подтверждена положительными результатами – повышением наработки на отказ и увеличением МРП добывающих скважин ПУ «ЖМГ».

Применение информационных технологий прочно входит в проекты цифровой трансформации нефтедобывающей отрасли, что способствует раскрытию и совершенствованию интеллектуальных способностей инженеров. Необходимо более широко использовать современные технологии для хранения и обработки больших массивов, структурированных данных при решении нефтепромысловых задач, создании геологических и гидрогеологических моделей, изучении нефтегеологической системы.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Канбаева Ж.С. – концепция исследования, его проведение и редактирование рукописи; Сейтмаганбетов С.С. – сбор, анализ, интерпретация данных исследования.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. Zhanat S. Kanbayeva – conception of the work, drafting and revising the work; Sabit Seitmaganbetov – acquisition, analysis, interpretation of data for the work.

×

About the authors

Zhanat S. Kanbayeva

KazNIPImunaygas

Author for correspondence.
Email: Kanbayeva_Zh@kaznipi.kz
Kazakhstan, Aktau

Sabit Seitmaganbetov

KazNIPImunaygas

Email: seitmaganbetov_s@kaznipi.kz
Kazakhstan, Aktau

References

  1. Analysis and providing of recommendations, support of pilot testing on the Production Directorate (PD) “Zhetybaymunaigas” fields. Final report. KazNIPImunaygas. Aktau; 2021.
  2. The pilot testing of RodStar software for selection of makeup of string of pump rods on 10 wells of the "ZhMG" PD frequently repaired fund. Final report. Aktau; 2021.
  3. Kruman BB. Deep-well pumping rods. Moscow: Nedra. 1977.
  4. Okrushko EI, Urakseev MA. Defectoscopy of deep-well pumping rods. Moscow: Nedra. 1983.
  5. GOST 633-80. Tubing pipes and couplings for them. Specifications.
  6. Casing and tubing. API Specification 5CT, 5B (10th edition).
  7. GOST 34380-2017 (ISO 10405:2000). Casing and tubing for petroleum and natural gas industries.
  8. ST RK ISO 11960-2009. Steel pipes for use as casing or tubing for wells in petroleum and natural gas industries.
  9. Functionality on production method. The module “Selection of downhole pumping equipment”, The support of works on module pilot testing. Development of algorithms for selecting of electric centrifugal pump unit. Final report. Astana; 2021.
  10. Technology analysis of sucker-rod pumping unit lowering and lifting results. Final report. Astana; 2021.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
2. Figure 1. Main causes of equipment failure among 10 wells

Download (116KB)
3. Figure 2. Well profiles

Download (281KB)
4. Figure 3. Contact forces in well 4839

Download (94KB)
5. Figure 4. Scheme of underground equipment for well 4839

Download (358KB)
6. Figure 5. Scheme of underground equipment for well 4368

Download (273KB)
7. Figure 6. The act of checking the condition of the lowered underground equipment

Download (213KB)
8. Figure 7. Comparison of stem loads

Download (249KB)

Copyright (c) 2023 Kanbayeva Z.S., Seitmaganbetov S.

Creative Commons License
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies