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 ||

Алгоритмы и математические модели оптимизации режимов работы скважин в условиях высокого газового фактора

-- [ Страница 2 ] --

нотонности. В этом случае в зависимости динамического уровня от забойного давления, некоторым значениям динамического уровня соответствуют несколько значений забойного давления. Исследованы факторы, обуславливающие возможность появления данной немонотонности, при этом разработан критерий для оценки возможности появления неоднозначности при расчёте забойного давления скважин в зависимости от физико-химических свойств нефти:

, (3)

где - коэффициент сепарации газа на приёме насоса;

- коэффициент растворимости газа в нефти по отношению к давлению;

- приведённая скорость движения нефтяной фазы в поверхностных условиях;

- дебит нефти в поверхностных условиях;

- площадь сечения ствола скважины;

- давление в межтрубном пространстве скважины.

Величины , , , в уравнении (3) не зависят от технологического режима работы скважины, величина определяется в основном давлением и обычно составляет 1 - 2 МПа. Таким образом, число для характерных для месторождений нелетучей нефти значений параметров , =0,2 м/с, (при 70°C), атм. и м2 может быть представлено в виде:

, (4)

где - дебит нефти в поверхностных условиях, т/сут.

Немонотонность возникает в том случае, когда значение . Однако, неустойчивость оценок может иметь место и тогда, когда зависимость глубины динамического уровня от забойного давления монотонна. Если значение параметра близко к единице, то даже малая ошибка в определении глубины уровня жидкости может привести к большой погрешности при определении забойного давления.

Третья глава посвящена разработке новой механистической модели для расчёта коэффициента естественной сепарации газа на участке перфорации скважины при расположении приёма ЭЦН ниже уровня интервала перфорации.

Естественная (натуральная) сепарация газа имеет место в области всасывания насосом смеси из межтрубного пространства. Для ситуации, когда приёмные отверстия погружного насосного оборудования расположены выше интервала перфорации скважины, существуют известные методы для оценки коэффициента естественной сепарации, среди которых можно отметить модели Ляпкова П.Д. и Маркеза Р. (Marquez R.).

В настоящее время используются конструктивные решения, предназначенные для повышения коэффициента естественной сепарации газа, в частности, одна из таких схем основана на принципе забора насосом газожидкостной смеси из области, находящейся ниже уровня интервала перфорации скважины, и заключается в создании на перфорированном участке скважины противотока газа и жидкости. В настоящее время отсутствуют достоверные методы расчёта коэффициента естественной сепарации газа при таком реверсивном течении жидкости и газа на перфорированном участке скважин, что объясняется недостатком экспериментальных исследований и сложностью математического описания гидродинамики течения газожидкостной смеси в области забоя скважин. Нами предложено уравнение для расчёта коэффициента естественной сепарации для случая забора флюида ниже уровня интервала перфорации скважины:

, (5)

где - относительная скорость газа (скорость проскальзывания);

- градиент давления на приёме ЭЦН, обеспечивающий реверсивный вид течения жидкости и газа в зоне перфорации;

- коэффициент гидродинамического сопротивления всплывающего пузырька газа;

- радиус пузырька газа;

и - приведённые скорости жидкости и газа в нижнем и верхнем сечениях перфорированного участка, соответственно.

Для исследования структуры газожидкостного течения на перфорированном участке кольцевого канала был проведён численный эксперимент, схема которого приведена на рисунке 3. Результаты эксперимента подтвердили гипотезу

Рисунок 3 - Результаты численного моделирования полей скорости и объёмного содержания газа в кольцевом канале с перфорированной внешней стенкой о том, что распределение приведённых скоростей жидкой и газообразной фаз и и статического давления вдоль перфорации имеют линейную зависимость, принятую при выводе уравнения (5). Исследовано влияние дросселирующего воздействия пузырьков газа на течение жидкости. Получены зависимости, учитывающие влияние объёмного содержания газа на знак градиента давления вдоль линии перфорации и величину коэффициента гидродинамического сопротивления . Сравнение расчётных значений для различных вариантов расположения приёмных отверстий погружного насосного оборудования относительно интервала перфорации скважины, приведённое на рисунке 4, показало, что забор флюида из области ниже интервала перфорации позволяет повысить эффективность процесса сепарации газа ~ на 50 %.
 Рисунок 4 - Сравнение расчётных характеристик коэффициента естественной сепарации-79
Рисунок 4 - Сравнение расчётных характеристик коэффициента естественной сепарации при различном расположении приёма погружного насосного оборудования

В четвертой главе представлена новая методика интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин путём анализа изменения динамического уровня скважин при закрытой затрубной задвижке - исследовании методом отжима динамического уровня скважин.

Наличие свободного газа на приёме погружного насоса и его проникновение в межтрубное пространство снижает точность оценки забойного давления, определяемого по данным замеров глубины динамического уровня вследствие сложности расчёта плотности газожидкостной смеси в межтрубном пространстве. Для устранения этого недостатка был использован метод гидродинамического исследования скважин - отжим динамического уровня. Метод позволяет получать более точные оценки забойного давления за счёт исключения наличия в стволе скважин с высоким содержанием свободного газа режимов течения многофазного потока

Представлен обзор существующих методик определения забойного давления с использованием методов гидродинамического исследования скважин: методы Уолкер (Walker), МакКой и Подио (McСoy&Podio), Александер (Alexander ) и Подио (Podio). Отмечены недостатки существующих методов, в частности, длительность проведения исследований ввиду необходимости установления стабильных параметров работы скважин после каждого изменения давления, необходимость регулирования работы обратного клапана для поддержания различных постоянных давлений в межтрубном пространстве, необходимость остановки (даже кратковременной) насоса, их ограниченная применимость вследствие базирования на данных промысловых экспериментов по небольшому числу скважин.

Нами разработана методика интерпретации результатов исследования методом отжима динамического уровня, позволяющая уточнять потенциал добычи нефти скважинами, осуществлять корректный подбор нефтепромыслового оборудования и, как результат, увеличить производительность скважин. Отличие предлагаемой методики заключается в методе интерпретации данных исследований. Забойное давление при этом оценивается с помощью вычисления градиента давления в стволе скважины по унифицированной модели для многофазного потока TUFFP. Модель является наиболее современным и подробным методом описания многофазного потока и учитывает основные физические механизмы течения, в том числе наличие различных режимов потока и проскальзывание газа относительно жидкости.

Разработанный метод исследования отжима динамического уровня скважин, вместе с предложенной методикой его интерпретации, используются при разработке месторождений ОАО «НК «Роснефть», в частности ООО «РН-Пурнефтегаз», где вследствие высокого газового фактора корректное определение динамического уровня скважин и забойного давления акустическими методами затруднено. С января 2006 г. по февраль 2007 г. на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» было проведено около 4 тыс. исследований методом отжима динамического уровня. Сравнение результатов исследований с замерами, проведёнными при помощи многофазных расходомеров, показало высокую сходимость результатов, представленную на рисунке 5.

 Рисунок 5 - Сравнение газового фактора, полученного в результате замеров-80
Рисунок 5 - Сравнение газового фактора, полученного в результате замеров многофазным расходомером и отжима (коэффициент корреляции 0,81)

Применение метода отжима динамического уровня скважин позволило повысить точность оценки забойного давления на скважинах не менее чем на 50 % (рисунок 6). Статистический анализ результатов исследований на месторожде-

 Рисунок 6 - Замерное и расчётное значения давления на приёме насосана скважине-81
Рисунок 6 - Замерное и расчётное значения давления на приёме насоса
на скважине Ново-Пурпейского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»

ниях, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз», за период 2006 - 2007 г., показал, что результаты исследований методом отжима динамического уровня скважин в 97,5 % случаях корректны.

В пятой главе описан программный комплекс «Rosneft-WellView» (свидетельство РОСПАТЕНТ о регистрации программного продукта № 2011610974 от 26.01.2011) для автоматического поиска резервов, диагностики оборудования, оценки рисков проведения мероприятий по увеличению дебитов добывающих скважин с использованием разработанных алгоритмов и математических моделей в составе системы удалённого мониторинга эксплуатации и управления УЭЦН.

Программный комплекс выполняет функции автоматизированного рабочего места технолога по добыче нефти и газа. Комплекс внедрён на месторождениях дочерних добывающих предприятий ОАО «НК «Роснефть» - ООО «РН-Юганскнефтегаз»,  «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Самаранефтегаз», ЗАО «Ванкор-нефть».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработана математическая модель для определения газосодержания в газожидкостной смеси в зависимости от приведённой скорости движения газа на основе корреляции Хасана и Кабира (Hasan and Kabir) для скважин с высоким газовым фактором.

2 Для оперативных расчётов забойного давления скважин с высоким газовым фактором разработана аналитическая математическая модель, позволяющая определять зависимость глубины динамического уровня в межтрубном пространстве скважины от забойного давления.

3 Разработана методика, позволяющая в случае наличия немонотонности зависимости динамического уровня от забойного давления скважин, анализировать возможные ситуации неоднозначности при определении величины давления на забое скважин. Методика внедрена на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», что позволило оптимизировать режимы работы скважин, эксплуатируемых в условиях высокого газового фактора.

4 Разработана математическая модель расчёта коэффициента естественной сепарации газа для скважин, приём ЭЦН которых осуществляется ниже уровня интервала их перфорации.

5 Разработаны алгоритмы повышения надёжности расчёта забойного давления в скважинах с высоким газосодержанием с использованием промысловых исследований методом отжима динамического уровня. Предложен метод интерпретации результатов исследований, позволяющий определять забойное давление, газовый фактор, расход газа в межтрубном пространстве, а также рассчитывать потенциал добычи нефти скважинами. Сравнение результатов расчётов по предложенным моделям с замерами погружной телеметрии показало, что использование разработанных методов расчёта параметров многофазного потока позволяет повысить достоверность результатов на 12 %.

6 Разработан и внедрён на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» программный комплекс «Rosneft-WellView», выполняющий функции автоматизированного рабочего места технолога по добыче нефти и газа.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Бикбулатов С.М. Анализ и выбор методов расчёта градиента давления в стволе скважины / Бикбулатов С.М., Пашали А.А. // Нефтегазовое дело. - 2005. - 12 с.

2 Краснов В.А. Анализ и адаптация к задачам ОАО «НК «Роснефть» универсальной механистической модели для расчёта градиента давления в многофазном потоке в стволе скважины / Краснов В.А., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А., Гук В.Ю. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006. - № 3. - С. 13 - 16.

3 Хасанов М.М. Оценка забойного давления механизированной скважины: теория и опыт применения / Хасанов М.М., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2006. - № 2. - С. 29 - 36.

4 Бикбулатов С.М. Оптимизация режима работы фонтанирующих скважин в ОАО «НК «Роснефть» / Бикбулатов С.М., Еличев В.А., Михайлов В.Г., Пашали А.А., Краснов В.А. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9. - С. 36 - 38.

5 Хасанов М.М. Применение унифицированной методики многофазных гидравлических расчётов для мониторинга и оптимизации режимов работы скважин в ОАО «НК «Роснефть» / Хасанов М.М., Краснов В.А., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9. - С. 48 - 52.

6 Khasanov M. Monitoring and Optimization of Well Performance in Rosneft Oil Company - The Experience of the Unified Model Application for Multiphase Hydraulic Calculations / Khasanov M., Krasnov V., Pashali A., Khabibullin R. // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 3 - 6 October 2006, (SPE 104359).

7 Khasanov M. A Simple Mechanistic Model for Void-Fraction and Pressure-Gradient Prediction in Vertical and Inclined Gas/Liquid Flow / Khasanov M., Khabibullin R., Krasnov V., Pashali A., Guk V. // SPE International OilProduction Conference and Exhibition in Mexico held in Veracruz, Mexico, 27-30 June, 2007. (SPE 108506).

8 Zdolnik S. Real Time Optimisation Approach for 15 000 ESP Wells / Zdolnik S., Pashali A., Markelov D., Volkov M. // SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 25-27 February, 2008 (SPE 112238).

9 Bedrin V. Comparison of Technologies for Operation of Electric Centrifugal Pumps at High Gas Content at the Pump Intake on the Basis of Field Tests / Bedrin V., Khasanov M., Khabibullin R., Krasnov V., Pashali A., Litvinenko K., Elichev V., Prado M. // SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition: held in Moscow, Russia, 28 - 30 October 2008. (SPE 117414).

10 Хасанов М.М. Подход к выбору оптимального способа эксплуатации скважин на примере Ванкорского месторождения / Хасанов М.М., Семёнов А.А., Пашали А.А., Хабибуллин Р.А. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - С. 46 - 50.

11 Малышев А.С. Удалённый мониторинг механизированного фонда скважин в ОАО «НК «Роснефть» / Малышев А.С., Пашали А.А., Здольник С.Е., Волков М.Г. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2009. - № 1. - С. 23 - 28.

12 Малышев А.С. Применение элементов искусственного интеллекта для диагностирования неисправностей электроцентробежных насосов в системе мониторинга Rosneft-WellView / Малышев А.С., Пашали А.А., Маркелов Д.В., Волков М.Г., Халфин Р.С., Жонин А.В. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 80 - 83.

13 Хасанов М.М. Метод интерпретации отжима динамического уровня с использованием современных подходов к расчёту многофазного потока / Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин Р.А., Пашали А.А., Семёнов А.А. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 38 - 42.

14 Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ № 2011610974 Российская Федерация. Программный комплекс «Rosneft-WellView» / Ставский М.Е., Хасанов М.М., Малышев А.С., Готвиг К.Л., Пашали А.А. и др.; заявл. 24.09.2010; опубл. 26.01.2011, Роспатент. 2011.



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.