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 || 3 |

Методы моделирования работы скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов.

-- [ Страница 2 ] --

где PI – коэффициент продуктивности скважины, м3/с/Па; - проницаемость пласта, м2; - эффективная мощность пласта, м; - динамическая вязкость жидкости, Па*с; - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; - радиус скважины, м; - время с момента запуска скважины, с; – константа Эйлера.

Для обоснования использования зависимости (2) проведена её верификация с использованием известных точных решений для постоянного дебита и постоянного забойного давления. На рис. 3 представлены результаты верификации. Начиная с безразмерного времени, равного 0,01 погрешность соотношения (2) составляет менее 2%. Длительность неустановившегося режима в терминах безразмерного времени составляет около 0,1. При параметрах, характерных для Приобского месторождения (=10мД, =3*10-5мД (полная сжимаемость системы), =1,5 спз, =0,18 (пористость)) формулой (2) можно пользоваться уже через 30 минут после запуска скважины. Необходимо отметить, что при таких характерных параметрах неустановившийся режим длится около 50 суток.

 Относительная ошибка приближенной формулы для коэффициента-21

Рисунок 3 Относительная ошибка приближенной формулы для коэффициента продуктивности в сравнении с точным решением

Далее в диссертационном исследовании предложен алгоритм определения параметров пласта по известной динамике коэффициента продуктивности после запуска скажины с использованием формулы (2). Поставленная обратная задача заключается в минимизации отклонения фактически наблюдаемой динамики дебита жидкости от модельной при фактически наблюдаемой динамике забойного давления скважины. В качестве критерия наилучшего приближения было принято условие минимизации функции:

, (3)

где i (1..n) – номер временного шага; – пластовое давление; – проницаемость пласта; – скин фактор скважины; – расчётный дебит; – фактический дебит; – значение относительной ошибки.

Поиск производится в первоначально заданных интервалах. Расширение интервалов поиска в пространстве переменных ведёт одновременно к уменьшению минимального возможного и к увеличению неопределённости полученного решения. В связи с тем, что обратные задачи характеризуются неединственностью решения, предложено вести поиск решения в окрестности первоначальных заданных значений параметров, которые устанавливаются с учетом имеющейся промысловой информации (успешные исследования, динамика показателей после проведения мероприятий, информация по соседним скважинам и т.д.). Ширина интервалов поиска для каждого параметра определяется степенью уверенности в заданном первоначальном значении этого параметра.

Промысловое опробование метода проводилось на скважине Приобского месторождения в сравнении с анализом методом гидродинамических исследований, проведённым на соседней скважине. Скважина №5400 была выведена на режим 14 февраля и работала непрерывно в течение нескольких месяцев (период, достаточный для анализа). На скважине №5334 с 1 по 11 апреля было успешно проведено гидродинамическое исследование методом восстановления давления. На рис.4 показана динамика дебита и забойного давления анализируемой скважины. Первоначальные значения, принятые для расчёта оборудования следующие: Pпл=250 атм, k=3 мД, S=-5.5. Значения параметров, соответствующие наилучшему приближению фактических данных: Pпл=185 атм, k=2,7 мД, S=-5,9. Значения, определённые из гидродинамического исследования: Pпл= 190 атм, k= 6,5 мД. Таким образом, отмечается согласованность оценки пластового давления по предложенной методике с данными ГДИС. Различие в оценке проницаемости с результатами ГДИС, по-видимому, обусловлено прерывистым геологическим строениек: на характер притока к скважине могут влиять отдельные линзовидные пропластки.

 Опробование алгоритма оценки параметров пласта на промысловых данных -31

Рисунок 4 Опробование алгоритма оценки параметров пласта на промысловых данных

Указанный метод может являться основой решения ряда задач мониторинга разработки месторождений. В НК «Роснефть» он реализован в расчётной форме факторного анализа (Методические Указания НК «Роснефть» «Факторный анализ причин изменения дебитов новых скважин»), а также алгоритме построения карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации (Методические Указания НК «Роснефть» «Построение карт проницаемости с использованием данных нормальной эксплуатации»). Этот алгоритм основан на поиске корреляционной зависимости между значениями проницаемости по данным геофизических исследований и значениями проницаемости, определённой по данным нормальной эксплуатации скважины на неустановившемся режиме. Его реализация позволила построить актуальную карту северной части Приобского меторождения, в результате чего были скорректированы планы по очередности разбуривания кустов.

Таким образом, во второй главе научно обоснован метод оценки пластовых параметров на основании интерпретации кривых падения дебита жидкости и забойного давления на неустановившемся режиме. Сравнение с точным решением уравнения пьезопроводности для случаев постоянного дебита и постоянного давления показало, что погрешность использования метода составляет менее 2% начиная с безразмерного времени, соответствующего примерно 1/10 части неустановившегося режима.

В третьей главе рассматривается задача выбора режимов работы скважин и подбора оборудования с учетом особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов. Характерной особенностью таких коллекторов является наличие длительных переходных режимов. При классическом способе подбора установки электроцентробежного насоса (ЭЦН) для скважин, вводимых в эксплуатацию после бурения или длительного ремонта, забойное давление снижается до целевого уровня в течение всего времени длительности неустановившегося режима. Это означает, что до момента окончания неустановившегося режима фактический дебит ниже потенциально возможного на величину, соотвествующую разнице в фактическом и целевом забойном давлении. Обеспечить достижение этого потенциала можно путем подбора ЭЦН большего типоразмера и при необходимости регулируя параметры его работы (частоту вращения колес) во время неустановившегося режима. Для определения необходимого типоразмера оборудования и целевой частоты требуется модель совместной работы на неустановившемся режиме пласта и скважины с учетом характеристик ЭЦН. В диссертационной работе такая модель создана на основе подхода узлового анализа.

Характеристика пласта предполагается динамической с коэффициентом продуктивности, изменяющимся по закону (2). Характеристика ствола скважины и ЭЦН определяется из замкнутой системы уравнений, содержащей модель течения в НКТ (1), модель течения в ЭЦН и уравнение для газового фактора в НКТ в зависимости от давления на приёме насоса и коэффициента сепарации. Входными параметрами для построения характеристики скважины с ЭЦН является конструкция скважины, напорная характеристика ЭЦН, свойства добываемой жидкости и давление, поддерживаемое на устье скважины. В результате решения этой системы уравнений строится зависимость давления на приёме насоса и забойного давления скважины от дебита жидкости. Режим работы скважины определяется кривой, состоящей из точек пересечения характеристики скважины и характеристики пласта в каждый момент времени.

Модель реализована в виде книги MS Excel с программным кодом на языке Visual Basic. Составной частью книги является база ЭЦН, содержащая широко известные типы и модели ЭЦН и их параметры. Напорные характеристики оцифрованы и представлены полиномиальной зависимостью.

На рис. 5 показаны характеристики скважины с двумя возможными вариантами установок ЭЦН: Алнас-1М (номинальная производительность 250 м3/сут) и Reda-GN2500 (номинальная производительность 350 м3/сут). Также на графике приведена кривая продуктивности пласта при выходе на установившийся режим (40 сутки после запуска) и кривая продуктивности на 15 сутки после запуска. Целевое забойное давление принималось равным 50 атм.

 Схематичное представление модели работы пласта и скважины на-32

Рисунок 5 Схематичное представление модели работы пласта и скважины на неустановившемся режиме

Из графика видно, что насос №1 подобран классическим способом: номинальный расход соответствует установившемуся режиму (точка B). Насос №2 подобран так, чтобы на момент выхода на установившийся режим, рабочая точка находилась в крайней «левой» зоне рабочей области, а номинальный расход соответствует продуктивности пласта на 15 сутки работы (точка D). При дальнейшей эксплуатации скважины с насосом №2 без корректировки параметров работы забойное давление станет меньше целевого, что может привести к деградации напорной характеристики из-за газа и последующей остановке насоса. Для предотвращения такого развития событий необходимо изменять частоту вращения колёс ЭЦН, поддерживая давление на приёме насоса на целевом уровне (участок D-B).

Рисунок 6 Динамика дебита для двух установок ЭЦН и потенциально возможный дебит (расчёт на целевое забойное давление)

На рис.6 изображена динамика дебита жидкости для двух установок ЭЦН, а также динамика жидкости, соответствующая целевому забойному давлению. Работа насоса №1 соответствует участку A-B. Работа насоса №2 с учетом адаптации частоты – участку C-D-B. Штриховкой обозначена дополнительная добычи нефти на неустановившемся режиме при использовании насоса большей производительности и адаптации его частоты. В приведенном примере такая дополнительная добыча составила около 850 м3 жидкости.

Таким образом, при выборе режима работы добывающей скважины и подбора оборудования целесообразно использовать дополнительный потенциал добычи. После оценки дополнительной добычи нефти с использованием разработанной модели необходимо провести анализ экономической эффективности с учетом разницы в стоимости насосов и снижения межремонтного периода скважины за счет выхода рабочей точки в крайнюю «левую» область ЭЦН.

Во второй части третьей главы разрабатывается модель работы нагнетательной скважины с использованием средств раздельного контроля и предлагаются критерии эффективного регулирования режима работы такой скважины.

Многопластовые месторождения часто разрабатываются единой сеткой скважин, что определяется экономическими соображениями. При этом для регулирования заводнения все чаще используют средства одновременной раздельной закачки (ОРЗ). Показано, что технологическая эффективность регулирования может быть достигнута в двух случаях:

- Добыча из определенных интервалов нежелательна (например, добыча воды или газа);

- Штуцирование одного интервала может привести к увеличению расхода флюида по другим интервалам.

Последняя ситуация может возникнуть в случае, если система характеризуется существенными ограничениями: диаметр скважины, устьевое давление, инфраструктура, и т.д. Эти ограничения могут оказывать существенное влияние на производительность системы, особенно при высоких расходах флюида. Поэтому, уменьшение суммарного расхода путем штуцирования одного из интервалов может привести к увеличению расхода других интервалов, которые характеризуются, например, меньшим значением обводнённости продукции.

Разработанная модель основывается на методе узлового анализа, который был модидифицирован для описания работы многопластовых скважин. Схематично влияние регулирования на производительность скважины, пересекающей два пласта, в соотвествии с моделью, показан на рис.7.

Рисунок 7 Схематическое представление регулирования режима работы нагнетательной скважины, оснащенной компоновкой ОРЗ.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.