авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Совершенствование технологии отбора из пласта и подъема двухфазной жидкости в добывающей скважине

-- [ Страница 2 ] --

Взаимодействие притоков из перфорационных отверстий перераспределяет направление скорости потока как вверх по стволу, так и вниз, формируя тем самым ниже области перфорации зону циркуляции.

По мере продвижения потока по стволу также наблюдается постепенное размывание водяной фазы до центральной оси ствола, благодаря чему поток становится более однородным. Происходит процесс отставания фазы воды от фазы нефти, что в итоге приводит к накоплению воды на участке ствола и в зоне перфорационных отверстий (рисунок 3).

Подтверждением накопления фазы воды служит также динамика изменения интегрального значения содержания фаз по объему рассматриваемой области - 32%, в противовес 5% обводненности коллектора (рисунок 3а, б).

Для ряда рассмотренных задач справедливо существование центрального потока, интенсивность которого зависит от скорости потока на входном участке моделируемого ствола. Возрастание скорости движения потока имеет линейный характер с повышением параметра в области перфорации. Схожий - линейный характер изменения также носит турбулентная энергия и диссипация. Зависимость полного давления также близка к линейной, что говорит о преобладании гидростатического давления над динамическим (рисунок 4а).

Интегральные характеристики показывают, что накопление воды в стволе скважины происходит при малых скоростях течения потока, а механизм течения жидкости в стволе малодебитной скважины не отражает действительное соотношение фаз в пласте. В частности, обводненность продукции в стволе скважины (рисунок 3а) не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе, она значительно выше ее, что является результатом скольжения фаз. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитной скважины продукции не являются истинными.

Исследование процессов массопереноса фаз в стволе скважины позволило выявить новые закономерности движения двухфазного потока, заключающиеся в том, что большая скорость потока препятствует формированию зон концентрации воды, присутствующая в поступающей смеси вода оттесняется к краям (стенкам) ствола скважины.

(а)  Средние по площади сечения (рисунок 2) значения параметров потока-6(а)

Рисунок 4 – Средние по площади сечения (рисунок 2) значения параметров потока однородной жидкости (нефть) на участке вертикального ствола скважины при различных значениях величины скорости на входе: (а) скорость; (в) полное давление.

(е)  Средние значения по сечениям содержания фаз (вода-0, нефть-1) на участке-7(е)

Рисунок 5 – Средние значения по сечениям содержания фаз (вода-0, нефть-1) на участке вертикальной скважины.

Низкие значения скоростей способствуют формированию центров накопления воды. Динамика изменения концентрации нефти во времени носит циклический синусоидальный характер, что можно отнести к структуре образующегося потока (рис. 5). Большие скорости – характеризуют изменение содержания фаз по объему в малых границах, в противоположность - малые скорости характеризуют значительные изменения содержания фаз по времени. Рассмотрение полей содержания фаз позволяет выделить зоны сконцентрировавшейся воды и нефти соответственно (рисунок 6).

Среднее значение содержания воды в рассмотренном объеме скважины – 44-45% в противовес 5%-му содержанию воды в коллекторе (рисунок 6б) говорит о накоплении фазы воды в стволе скважины при заданных параметрах ее эксплуатации.

(а)

а б в

(б) (в)

Рисунок 6 – Характеристики потока: (а) График значений содержания фаз по окружностям различного радиуса на сечении 1 – области зоны перфорации №1; (б) Частицы воды, визуализированные в стволе скважины в области зоны перфорации №1; (в) линии тока по стволу скважины в области зон перфорации №1 и №2.

Изменение скорости потока показывает колебание его среднего значения по объему в пределах малых значений, что подтверждает продвижение структурированного потока.

При скоростях притока 0.05м/с обводненностью 5% в области вертикального ствола скважины, близкой к перфорационной зоне при дебите порядка 70 м3/сут, наблюдается следующее распределение фаз - большее содержание нефти у стенок скважины и большее содержание воды в центре ствола скважины (рисунок 7).

Рисунок 7 - Распределение фаз по радиусу сечения ствола скважины.

В стволе скважины наряду с внутренними действуют и внешние факторы, имеющие значительное влияние на структуру потока. К одним из таких факторов относится работа глубинного оборудования (работа насосов), и, как следствие, нестационарный, пульсирующий характер потока при добыче обводненной нефти.

В третьей главе приводятся результаты исследования влияния изменения конфигурации элементов ствола скважины на параметры эксплуатации в случаях ВС, режима течения, работы обводненных скважин, влияния кривизны траектории ствола скважины на параметры потока при режиме непрерывного отбора жидкости (рисунок 1а,б).

Исследование влияния контура перфорации в случае ВС показало, что при изменении угла наклона контура перфорационных отверстий (45° по направлению потока) пикового увеличения скорости течения с таким же резким падением в областях зон перфорации, как для угла наклона контура в 90°, не возникает.

В ходе рассмотрения ряда задач с различным углом притока нефти был построен график зависимости удельных потерь давления в зависимости от угла наклона контура перфорации (рисунок 8). Так, при обеспечении угла наклона притока в 20-30 градусов потери давления на рассматриваемом участке в четыре раза меньше, нежели потери при притоке под углом в 90° при равнозначных условиях. Постепенное увеличение угла притока приводит к повышению удельных потерь давления.

Установлена и доказана целесообразность изменения контура наклона перфорационных отверстий для обеспечения минимального рассогласования угла между потоками в интервалах перфорации и основным потоком в стволе скважины, что позволяет более эффективно использовать энергию пласта за счет снижения перепада давления.

 Схожие черты формирования структуры потока (рисунок 8) позволяют высказать-13

Схожие черты формирования структуры потока (рисунок 8) позволяют высказать предположение, что изменение угла наклона контура перфорации позволяет увеличить длину взаимопроникновения потоков, а энергетический потенциал потока не расходуется на хаотичное смешивание, как в случае угла наклона контура перфорации в 90°.

Рисунок 8 – Удельные потери давления при различном угле наклона контура перфорации

(а)

(б)

Рисунок 9 – Поле содержания фаз (вода-нефть) по плоскости ZY: (а) угол наклона контура перфорации - 20°; (б) угол наклона контура перфорации - 90°.

Исходя из рисунка 9 видно, что характер распределения воды и нефти по стволу скважины при различных типах перфораций имеет общие закономерности изменения.

Результаты расчетов показывают, что унос фазы воды происходит по спиралевидным траекториям. В верхнем участке ствола происходит взаимодействие спиралевидных структур, благодаря чему фаза воды попадает в центральную часть ствола скважины. Происходит постепенное размазывание фазы воды по стенкам. Такое поведение потоков характерно для рассматриваемых режимов течения, но отход от режимов может привести к различного рода негативным явлениям:

малая скорость потока (малая расходная составляющая основного потока) увеличивает зону влияния потоков из перфорационных отверстий на основной поток и тем самым увеличивает зону распространения воды по сечениям.

направление перфорации под углом 90° негативно влияет на поток, размазывая фазу воды по стволу скважины и способствуя проникновению воды в основную часть ствола и тормозя основной поток.

В качестве примера образования спиралевидных структур на рисунке 10 приведены векторы скоростей по поперечным сечениям в области перфорационных отверстий при угле контура перфорации 20 и 90 градусов.

(а) (б)

Рисунок 10 - Траектории линий тока (а) угол контура перфорации 20°; (б) угол контура перфорации 90°

В четвертой главе приводится расчет и выбор оптимальной плотности перфорационных отверстий по скважине №1546 Ибряевского месторождения, а также приводятся результаты исследования нестационарного характера течения на участке ствола скважины (рисунок 1в), когда движение жидкости осуществляется энергией пласта и спущенным штанговым насосом. Кроме того, рассмотрено влияние перфорационных отверстий, имеющих в своем активе различный энергетический потенциал пластов, которые при взаимодействии могут образовывать внутрискважинные перетоки.

Для упрощения задачи и множеств факторов, определяющих цикличность изменения параметров потока, что было заменено на эквивалентное общее циклическое изменение скорости на выделенном участке скважины подчиняющееся следующему закону: , где - комплексный параметр, связанный с величиной утечек, дебитом и цикличностью работы насоса; - учет временного фактора и динамики работы насоса; -среднее значение скорости потока при эксплуатации на определенном сечении скважины (рисунок 11).

На основе численного исследования рассмотренной задачи можно заключить о том, что малые изменения давления вызывают появление внутрискважинных перетоков, что негативно сказывается на процессе добычи нефти.

Отличительной особенностью рассматриваемой модели является ее пригодность и для моделирования нестационарного состояния движения жидкости в стволе скважины, характерное для скважин со штанговыми насосными установками, когда в подъемных трубах создаются периодические изменения расхода жидкости за счет хода плунжера верх и вниз.

Выполненные результаты численных исследований кинематики движения двухфазного потока и полученные автором численные значения градиентов давления были сопоставлены с результатами экспериментальных исследований, приведенных в работах Хисамутдинова Н.И., Ибрагимова Т.З., которые показали относительную погрешность в пределах 1.95-2.5 % для различных режимов.

Рисунок 11 – Схема возможных случаев движения нестационарного потока в области перфорации при отборе нефти штанговыми насосами, где Q – расход жидкости в трубах, а параметры f(P,Q,T,C) соответственно давление, расход, температура и содержание фаз.

Аналогичная оценка достоверности методики изучения численных характеристик потока в двухфазной области по градиентам давления и температур, использованной автором была сопоставлена с результатами исследований Н.Н. Непримерова, что показало расхождение параметров плотностей жидкости и градиентов давления в одноименных сечениях (рисунок 2) не более 5%.

Основные выводы и рекомендации были проверены в промысловых условиях на скважине 1546 Ибряевского месторождения ОАО «Оренбургнефть» (рисунок 12).

Были рассчитаны профили притока к стволу скважины для плотности

перфорационных отверстий 12; 8 и 4 отв./м. Результаты расчетов показали, что при наличии расстояния от краевых перфорационных отверстий до кровли или подошвы пласта на краях перфорационной зоны интенсивность притока возрастает.

Рисунок 12 – Вертикальная проекция БННС скважины № 1546 Ибряевского месторождения. Масштаб по вертикали 1:10000, по горизонтали 1:5000

Рассмотренный ряд задач показал, что при плотности перфораций 8 отв./м. удельный приток нефти на 0.1-0.3% выше, чем при плотности 12 отв./м и на 0.2-0.8% выше по сравнению с плотностью 4 отв./м.

Рисунок 13 – Изменение удельного притока нефти из области перфорации в зависимости от плотности перфорационных отверстий

Кроме того, выявлено, что максимальная продуктивность перфорированной области пласта достигается при плотности перфорации 8 отв./м. На рисунке 13 приведена гистограмма, показывающая удельную величину притока нефти в зависимости от плотности перфорационных отверстий.

Представленные выше модельные варианты были реализованы и проанализированы. На основе рекомендуемых ГТМ по скважине № 1546 Ибряевского месторождения (пласт В1) прирост начальных извлекаемых запасов в области дренажа составил 18 тыс.т нефти. Расчет технико-экономических показателей и определение эффективности предлагаемой схемы перфорации показали, что при цене нефти на внутреннем рынке в 8000 руб/т, технологический эффект от применения новой схемы перфорации составил 995 т дополнительно добытой нефти, экономический эффект – 1.109 млн.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. На основе полученной количественной зависимости процесса накопления водной фазы на трехметровом расчетном участке ствола скважин от числа Рейнольдса потока получены технологические условия накопления водяной фазы в стволе скважины. Показано, что для условий Ибряевского месторождения накопление водной фазы в стволе вертикальной скважины происходит по мере снижения дебита. Также установлено, что с повышением скорости потока происходит выравнивание содержания фаз по сечению до значении обводненности в перфорационных отверстиях.
  2. Установлено:

при удалении от перфорационных отверстий до 0,2-0,3 м отмечаются зоны интенсивного перемешивания и структуроформирования фаз; распределение фаз имеет неравномерный характер как по поперечному, так и по продольному сечению ствола скважины;

для скважин Ибряевского месторождения при скоростях притока малообводненной нефти 0.05м/с в области вертикального ствола скважины, близкой к перфорационной зоне, при дебите порядка 70 м3/сут наблюдается следующее распределение фаз - большее содержание нефти у стенок скважины, а большее содержание воды в центре ствола скважины;

в отличие от существующих представлений о ламинарном потоке в горизонтальных участках ствола скважины структура потока жидкости представляет собой две вращающиеся в противоположных направлениях спирали, что приводит к возрастанию энергетических потерь по сравнению с «классическим» ламинарным потоком.

  1. Путем численного исследования влияния наклона контура перфорации на структуру потока установлено, что образовавшаяся спиралевидная траектория линий тока зависит от угла наклона контура перфорации и имеет колебательный характер в малых диапазонах охвата, чем больше угол контура перфорационных отверстий (предельно 90°), тем выше диссипация и скорость потока. В горизонтальных скважинах применение перфорационных отверстий, обеспечивающих приток пластовой жидкости под минимальным углом к оси ствола скважины, позволяет снизить потери давления в области перфорации более чем в 4 раза.
  2. Результатами исследования влияния нестационарного состояния движения жидкости в стволе скважины на параметры пласта в призабойной зоне установлено, что пульсации потока приводят к возникновению внутрискважинных межперфорационных перетоков, интенсивность которых зависит от энергетического состояния разрабатываемых объектов.
  3. Установлено, что удельный приток нефти имеет свой максимум при плотности 8 перфорационных отверстий/м для полого направленной скважины №1546 Ибряевского месторождения, что позволило получить в результате ГТМ технологический эффект 18 тыс. т с экономической эффективностью в 1,109 млн. руб.
  4. Рекомендации автора позволяют без проведения дистанционных исследований (дебитомер, манометр, термометр), при известных технологических характеристиках режимов работы и физико-химических свойствах пластовых флюидов, оптимизировать и выбрать наиболее эффективную конфигурацию интервала перфорации, зоны и точки ввода деэмульгаторов для предупреждения образования стойких эмульсий в стволе, ввода противокоррозионных растворов и снижения забойного давления за счет оптимизации движения фаз.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ:

  1. Фатхлисламов М.А., Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров, О.П. Торопчин, С.А. Кротов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 2009. - № 9. – С.36-40.
  2. Фатхлисламов М.А. Изменение ламинарного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины / М.А. Фатхлисламов, О.П. Торопчин // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 2009. – № 11. – С.40-45.
  3. Фатхлисламов М.А. Исследование процессов турбулентного, вязкого движения двухфазной жидкости в пологонаправленном стволе скважины при различных свойствах коллектора / М.А. Фатхлисламов, Т.Г. Казакова, О.П. Торопчин, А.С. Кротов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 2010. – № 1. – С.79-84.
  4. Фатхлисламов М.А. Поиск оптимальных условий притока пластовой жидкости в ствол горизонтальной скважины через перфорационные отверстия / М.А. Фатхлисламов, Т.Г. Казакова, О.П. Торопчин // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 2010. - №5. – С. 10-14.
  5. Фатхлисламов М.А.Численное исследование оптимальных условий притока пластовой жидкости в ствол вертикальной скважины через перфорационные отверстия / М.А. Фатхлисламов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». – М.: ВНИИОЭНГ. – 2010. - №8. – С.34-39.

В других изданиях:

  1. Постановка задачи определения влияния неоднородности водонасыщенности пластового потока на добычу природного газа / М.А. Фатхлисламов, И.В. Владимиров, О.П. Торопчин // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России. Секция А. «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: Научные труды / Уфа, 26 мая 2009: изд-во Монография, 2009. – С 224-225.


Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.