Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 - Анализ текущего состояния автоматизации технологического процесса добычи нефти 12
1.1. Актуальность темы исследований 12
1.2.Анализ систем и технологий автоматизации процесса добычи нефти 16
І.З.Цели и задачи исследований 39
Выводы по первой главе 40
Глава 2 - Модернизация структуры системы управления технологическим процессом нефтедобычи 41
2.1 Подход к выбору структуры системы управления технологическим процессом нефтедобычи 41
2.2 Развернутая структура системы управления технологическим процессом нефтедобычи 48
2.3Подсистема управления группой нефтяных скважин 52
2.4 Локальная система управления СШН установкой на основе динамометрирования 61
2.5Управление группой скважин для многопластовой залежи нефти с использованием технологии одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ) 79
Выводы по второй главе 86
Глава 3 - Синтез алгоритмов управления скважины оборудованием 87
3.1 Синтез алгоритма управления группой нефтяных скважин 87
3.2 Система регулирования числа качаний СШН установки 108
3.3 Алгоритм совместной работы подсистем управления процессом добычи нефти 120
Выводы по третьей главе 126
Глава 4 - Оценка эффективности системы управления технологическим процессом нефтедобычи 127
4.1 Построение постоянно действующей гидродинамической модели анализируемого месторождения 127
4.2 Оценка эффективности подсистемы управления группой скважин по имитационной модели 137
4.3 Оценка эффективности локальной системы управления СШН установкой 148
4.4Проверка эффективности системы управления ТП нефтедобычи в целом 155
4.5Перспективы использования автоматизированных систем управления технологическим процессом нефтедобычи 167
Выводы по четвертой главе 169
Заключение 171
Литература 172
Приложения 1,2,3
- Актуальность темы исследований
- Подход к выбору структуры системы управления технологическим процессом нефтедобычи
- Синтез алгоритма управления группой нефтяных скважин
- Построение постоянно действующей гидродинамической модели анализируемого месторождения
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. Все большую роль в их структуре стали занимать трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях России всего лишь на один процент равносильно открытию нескольких крупных
щ, месторождений, которые могут обеспечить 2,5 — 3 — летнюю добычу нефти
по стране. Учитывая то обстоятельство, что крупные месторождения России вошли в позднюю стадию разработки с круто падающей добычей, а новых открытий нет, главным условием стабилизации добычи нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности России становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений для увеличения извлечения нефти из недр [3].
J Научно-технический прогресс XXI века определяется
информационными технологиями, и от того в какой степени они затронут нефтедобывающую отрасль, зависит развитие топливно-энергетического комплекса России.
Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологии извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления
5 процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных компьютерах.
В настоящее время в России проводятся масштабные работы по созданию систем контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений, при этом в должной мере не принимается во внимание переход количественных изменений параметров в качественно новое состояние системы, которое не всегда удается обнаружить при традиционной математической формализации процесса. [10].
При создании систем контроля и управления нефтедобычи должны ставиться задачи как управления разработкой на уровне упрощенных моделей пласта или его участка, так и выбора рационального режима работы насосного оборудования для каждой скважины, так как добывающие скважины являются сложными динамическими объектами управления, и правильный выбор режима их работы играет решающую роль в процессе добычи нефти.
В процессе выбора режима работы насосного оборудования встает вопрос о способе изменения производительности оборудования [103,104].
Производительность автоматизированного насосного оборудования, например, электроцентробежного насоса (ЭЦН), можно изменять с помощью станций управления (СУ ЭЦН), скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) с помощью регулируемого привода станка - качалки.
При анализе текущего состояния фонда скважин и оборудования, с помощью которого они эксплуатируются можно отметить, что не менее 80% всего действующего фонда скважин эксплуатируется штанговым скважинным насосом, причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. В первую очередь это объясняется следующими обстоятельствами. Штанговый насос в силу присущих ему особенностей
позволяет с достаточной рентабельностью эксплуатировать очень малодебитные скважины, а фонд малодебитных скважин, как известно, очень велик. Поэтому среди всех способов, исключая фонтанный, первое место принадлежит штанговой скважинной добыче [1]. Но по мере истощения месторождения и снижения дебита скважины производительность насоса становится завышенной, что приводит к росту затрат энергии и дополнительному износу оборудования, а способа или системы плавного регулирования производительности насоса, т.е. согласования скорости притока жидкости к забою скважины и скорости откачки насосом, в настоящее время нет.
Итак, в технологическом процессе добычи нефти требуется применить регулируемые по производительности маломощные насосные установки. На их основе возможно построение автоматизированной системы управления добычей нефти для отдельной скважины и системы управления группой скважин с учетом их взаимовлияния для исключения отрицательного влияния несогласованной работы на общий объем добычи нефти. Это позволит значительно повысить эффективность добычи нефти: с одной стороны, снизить заявленную мощность и износ оборудования, уменьшить количество простоев, а с другой стороны повысить коэффициент извлечения нефти за счет равномерной выработки запасов нефти, что значительно уменьшит себестоимость каждой добытой тонны нефти [4,17,80].
Анализ научной литературы показал, что в 1959 году Ткаченко А.П. и Ряпосова В.В. предложили способы автоматизации процессов нефтедобычи на промыслах Башкирии и автоматические устройства, отключающие и включающие станки - качалки. Далее в работе Иванкова П.А. рассматривалась автоматизация глубиннонасосных установок с помощью динамограмм; при этом Мининзон Г.М. предложил регулирующее устройство, изменяющее число качаний станка - качалки при изменении формы динамограммы. Наиболее полную теорию регулирования числа
7 качаний дал Вирновский А.С., но дальнейшего развития эти предложения не получили, и в нефтяной промышленности перешли на периодический режим эксплуатации скважин. В данном направлении известны работы Алехина С.А., Кипниса С.Г., Оруджева В.Л. и Островской А.К., где была рассмотрена автоматизация периодически работающих скважин. В работах Тихонова А.Н. и Самарского А.А. рассмотрены методы решения уравнений в частных производных, в том числе, и методом конечно-разностных аппроксимаций, которые могут быть приложены к физическим процессам, происходящим в нефтеносном пласте. В наше время моделированием фильтрационных процессов притока жидкости успешно занимается Байков В.А. Управление распределенными объектами рассмотрено в работах Бутковского А.Г., Понтрягина Л.С., Белмана Р., Красовского Н.Н., Сиразетдинова Т.К. В работах Хисамова Р.С. проанализировано и предложено применение передовых методов контроля и регулирования выработки пластов и повышения эффективности эксплуатации трудно извлекаемых запасов нефти. В 1965 году Мееровым М.В. рассмотрена возможность организации системы автоматического управления добычей нефти, кроме этого Бутковским А.Г. ставилась задача оптимизации добычи нефти и перехода от периодического режима работы скважин к непрерывному с регулируемой скоростью откачки, но дальнейшего развития эти работы не получили [4,5,7,8,13,23,71,94].
Таким образом, тема исследований является актуальной для автоматизации нефтедобывающей промышленности с целью повышения ее эффективности и уменьшения затрат. В результате анализа работ авторов, занимающихся сходной проблематикой, показано, что идея создания автоматизированной системы управления добычей нефти уже рассматривалась, но не была доведена до логического завершения
Цель работы
Разработать автоматизированную систему управления процессом добычи нефти с применением динамометрирования и нейросетевых
8 технологий, включая структуру, модели, алгоритмы и программное обеспечение. Оценить эффективность предложенной системы управления методом имитационного моделирования.
Задачи исследования
Для достижения поставленных целей требуется решить следующие задачи:
Разработать структуру автоматизированной системы управления процессом добычи нефти на уровне технологического оборудования и процессов.
Разработать подсистему управления группой скважин с учетом их взаимовлияния и упрощенную нейросетвую модель одного и нескольких нефтеносных пластов для многопластовой залежи.
Построить локальную систему управления одной добывающей скважиной, эксплуатируемой скважинной штанговой насосной установкой (СШНУ), с использованием результатов интерпретации данных динамометрирования и промысловых исследований скважин.
Разработать алгоритм совместной работы подсистем локального и группового управления скважин.
Провести моделирование работы предлагаемой автоматизированной системы управления процессом добычи нефти и оценить эффективность ее функционирования.
Методы решения
При решении поставленных в работе задач использовались методы теории управления и системного анализа, теория аппроксимации, нейросетевые технологии, а также теория имитационного моделирования. Применялись следующие программные продукты GID "Геология и Добыча" версия 2.5.79, East_32 «Анализ ГТМ» версия 4.7.3.116, Borland Delphi 6, Tempest MORE 6.1 фирмы Roxar.
9 На защиту выносятся:
Структура и алгоритм функционирования автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти на основе распределения отбора по скважинам в зависимости от текущего расчетного дебита.
Функциональная схема подсистемы управления группой скважин, алгоритм управления и архитектура полносвязной нейронной сети для одного и нескольких нефтеносных пластов.
Структура локальной системы управления скважинной штанговой насосной установкой одной добывающей скважины и алгоритмы управления.
Алгоритм расчета согласованного управляющего воздействия подсистем локального и группового управления скважин.
Результаты экспериментальных исследований разработанных алгоритмов управления, проведенных на программных моделях имитационного моделирования.
Научная новизна результатов
Новизна предложенной структуры автоматизированной системы управления технологическим процессом добычи нефти заключается в создании двухуровневой системы управления участком месторождения, включающего несколько близкорасположенных кустов и управления режимами работы насосного оборудования для каждой скважины в составе куста.
Новизна предложенной подсистемы управления группой скважин заключена в том, что управление выполняется по упрощенной нейросетевой модели идентификации взаимовлияния группы скважин как многосвязного объекта, эксплуатирующих один или несколько нефтеносных пластов, что позволяет увеличить общий объем добычи нефти за счет согласования режимов работы
Щ 3. Новизна предложенной структуры и алгоритмов функционирования
системы управления скважинной штанговой насосной установкой заключается в возможности согласования скорости откачки со скоростью притока жидкости к забою скважины; при этом система использует в
I качестве параметров управления результаты интерпретации данных
динамометрирования (степень изменения дебита) и промысловых исследований скважин. 4. Новизна алгоритма совместной работы подсистем заключается в формировании управляющего воздействия на насосное оборудование путем расчета требуемого дебита обеспечивающего одновременно эффективное функционирование верхнего группового (взаимовлияние) и
! нижнего локального (приток) уровней управления.
Практическая ценность полученных результатов
1. Практическая ценность разработанной автоматизированной системы
управления технологией механизированной добычи нефти заключается в
возможности проведения оперативного контроля и регулирования
. процесса извлечения нефти путем управления в реальном времени
режимами работы насосного оборудования, что позволит значительно повысить технико-экономическую эффективность добычи нефти.
2. Разработан модуль сбора, обработки и визуализации результатов
имитационного моделирования, программа для ЭВМ №2005611306
«Helper», выполняющий задачу помощника в адаптации
^ гидродинамических моделей и позволяет загрузить данные из различных
гидродинамических симуляторов для их дальнейшего анализа
3. Результаты имитационного моделирования процесса функционирования
системы управления ТП нефтедобычи на примере моделей Лемпинской
площади Салымского месторождения подтвердили эффективность
внедрения предложенных алгоритмов управления.
Структура работы
Диссертационная работа изложена на 189 страницах машинописного текста, и включает в себя введение, четыре главы основного материала и заключение на 141 странице; рисунки на 26 страницах, библиографический список из 113 наименований на 13 страницах и приложение на 9 страницах.
Благодарности
Автор приносит глубокую благодарность доценту каф. ТК, кандидату технических наук К.Ф. Тагировой, доктору технических наук Е.С. Шаньгину за их высококвалифицированную помощь по исследуемой проблематике.
Актуальность темы исследований
Современное развитие нефтедобывающей промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти. Все большую роль в их структуре стали занимать трудноизвлекаемые запасы, эффективность выработки которых может быть достигнута лишь при условии применения новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов. Роль последних в сложившейся ситуации значительно возрастает, так как увеличение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях России всего лишь на один процент равносильно открытию нескольких крупных месторождений, которые могут обеспечить 2,5 — 3 - летнюю добычу нефти по стране. Учитывая то обстоятельство, что крупные месторождения России вошли в позднюю стадию разработки с круто падающей добычей, а новых открытий нет, главным условием стабилизации добычи нефти и дальнейшего развития нефтяной промышленности России становится разработка и внедрение новых высокоэффективных технологических решений для увеличения извлечения нефти [3].
Научно-технический прогресс XXI века определяется информационными технологиями, и от того в какой степени они затронут нефтедобывающую отрасль, зависит развитие топливно-энергетического комплекса России.
Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных компьютерах .
В настоящее время в России проводятся масштабные работы по созданию систем контроля и управления процессами разработки нефтяных месторождений, при этом в должной мере не принимается во внимание переход количественных изменений параметров в качественно новое состояние системы, которое не всегда удается обнаружить при традиционной математической формализации процесса [10]. При создании систем контроля и управления нефтедобычи должны ставиться задачи как управления разработкой на уровне упрощенных моделей пласта или его участка, так и выбора рационального режима работы насосного оборудования для каждой скважины, так как добывающие скважины являются сложными динамическими объектами управления, и правильный выбор режима их работы играет решающую роль в процессе добычи нефти.
В процессе выбора режима работы насосного оборудования встает вопрос о способе изменения производительности оборудования [103,104].
Производительность автоматизированного насосного оборудования, например, электроцентробежного насоса (ЭЦН), можно изменять с помощью станций управления (СУ ЭЦН), скважинной штанговой насосной установки (СШНУ) с помощью регулируемого привода станка - качалки.
При анализе текущего состояния фонда скважин и оборудования, с помощью которого они эксплуатируются, можно отметить, что не менее 80% всего действующего фонда скважин эксплуатируется штанговым скважинным насосом, причем имеется тенденция к увеличению абсолютного и относительного их числа. В первую очередь это объясняется следующими обстоятельствами. Штанговый насос в силу присущих ему особенностей позволяет с достаточной рентабельностью эксплуатировать очень малодебитные скважины, а фонд малодебитных скважин, как известно, очень велик. Поэтому среди всех способов, исключая фонтанный, первое место принадлежит штанговой скважинной добыче [1]. Но по мере истощения месторождения и снижения дебита скважины производительность насоса становится завышенной, что приводит к росту затрат энергии и дополнительному износу оборудования, а способа или системы плавного регулирования производительности насоса, т.е. согласования скорости притока жидкости к забою скважины и скорости откачки насосом, в настоящее время нет. к Итак, в технологическом процессе добычи нефти требуется применить регулируемые по производительности маломощные насосные установки. На их основе возможно построение автоматизированной системы управления добычей нефти для отдельной скважины и системы управления группой скважин с учетом их взаимовлияния для исключения отрицательного влияния несогласованной работы на общий объем добычи нефти. Это позволит значительно повысить эффективность добычи нефти, с одной стороны, снизить заявленную мощность и износ оборудования, уменьшить количество простоев, а с другой стороны повысить коэффициент извлечения нефти за счет равномерной выработки запасов нефти, что значительно уменьшит себестоимость каждой добытой тонны нефти [4,17,80].
Подход к выбору структуры системы управления технологическим процессом нефтедобычи
Система - это целостное упорядоченное множество стабильно взаимосвязанных и устойчиво взаимодействующих в пространстве и во времени элементов, формирующих ее некоторые свойства и функционирующих совместно для достижения определенной цели, стоящей перед данной системой [44].
Технологический процесс добычи нефти реализуется с помощью территориально распределенного множества объектов, осуществляющих извлечение нефти, и оборудования для измерения и контроля множества параметров. Автоматизация и управление такой сложной системой невозможно без использования современных информационных технологий, аппаратных и программных средств [78].
Основным недостатком существующих АСУ ТП нефтедобычи, как уже упоминалось ранее, является то, что в качестве объекта управления выступает нефтеносный (продуктивный) пласт, а добывающие скважины -это лишь простые исполнительные устройства. Продуктивный пласт является объектом управления в процессе разработки нефтяного месторождения, а не в процессе добычи нефти, при добыче именно добывающие скважины являются сложным динамическим объектом управления [77].
Итак, продуктивный пласт это естественное локальное единичное скопление нефти. Скважина это связующее звено между продуктивным пластом и поверхностью, через которую осуществляется подъем нефти с помощью скважинного оборудования (насосные установки). Кроме того, скважина является единственным каналом, через который можно познать процессы, протекающие в пласте, и все его данные измеряются именно через скважины в виде основных параметров, изменяющихся во времени, таких как динамический уровень Ндин , через который рассчитывается забойное давление Р3 по формуле P=pgH (где р - это плотность столба жидкости в скважине). С помощью забойного давления при известном пластовом давлении Рт определяется депрессия АР- Рт - Р3. Далее через коэффициент продуктивности скважины кпр можно определить ожидаемый дебит нефти по формуле Q= кпр АР. Таким образом, все переменные в конечном итоге можно выразить через дебит или степень его изменения. Все внешние воздействия на пласт производятся с помощью скважин различными мероприятиями, в том числе и путем изменения режима работы скважинного оборудования. Следовательно, добывающая скважина является сложным динамическим объектом при добыче нефти, рациональное управление которым с помощью не менее сложной системы управления обеспечивает адекватный контроль и управление всем процессом добычи нефти.
Следует отметить, что анализируемые добывающие скважины входят в состав одного куста - это ограниченная территория месторождения, на которой подготовлена специальная площадка для размещения группы скважин (от 2 до 9), нефтегазодобывающего оборудования, служебных и бытовых помещений. Расстояние между забоями скважин на уровне продуктивного пласта одного куста скважин варьируется от 200 до 1000м в зависимости от сетки размещения скважин.
Группа скважин и насосное оборудование, с помощью которого они эксплуатируются, является сложным динамическим, многосвязным, нестационарным, нелинейным объектом управления, параметры которого изменяются в условиях неопределенности.
УУ - устройство управления; ИМ - исполнительный механизм (СШНУ); ОУ - объект управления (группа скважин); УК -устройство контроля (динамограф); gi..g4 - входные воздействия (число оборотов двигателя N); п\..щ - число оборотов после регулирования; Х1..Х4 - управляющий сигнал; Арі..Др4- создаваемая депрессия; qi„q4 - дебиты скважин; Aqi„ Aq4 - изменения дебитов скважин; QHE - суммарный дебит скважин; \i(t) - влияние внешней среды (граничных скважин соседних кустов) - устройство управления; - исполнительный механизм (станок-качалка с регулируемым приводом); - учет влияния окружающей среды (других скважин).
Основные цели разработки системы управления заключаются в: - снижении себестоимости единицы продукции; - повышении коэффициента извлечения нефти; - увеличении срока рентабельной эксплуатации месторождения; - уменьшении коэффициента износа насосного оборудования
Для достижения поставленных целей и реализации автоматизированной системы управления группой скважин требуется создание двухуровневой системы управления технологическим процессом нефтедобычи на уровне технологического оборудования, включающую в себя две подсистемы локального и группового управления. Управление процессом добычи нефти делится на три уровня: административный, производственный и технологический (рисунок 2.2). Уровень управления предприятием (административный) отражает планирование, принятие решений о разработке новых месторождений, экономические расчеты, затраты, стратегическое управление процессом добычи нефти и т.д. Этот уровень включает в себя следующие подразделения иерархии управления: нефтегазодобывающее объединение, нефтегазодобывающее управление (НГДУ), центр инженерно-технической службы (ЦИТС) [24].
Уровень управления производством отражает управление производством на конкретном месторождении. На этом уровне принимаются производственные решения о добыче нефти, проведении мероприятий по интенсификации добычи нефти, идет сбор информации для передачи в центр анализа эффективности проводимых ГТМ. Этот уровень включает в себя: цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ), а также цех поддержания пластового давления (ЦППД) и цех предварительной подготовки нефти (ЦППН), с соответствующими объектами (блок кустовых насосных станций БКНС и дожимные насосные станции ДНС) [9].
Синтез алгоритма управления группой нефтяных скважин
Управление группой нефтяных скважин и определение степени изменения производительности насосного оборудования на каждой скважине сводится к согласованию их совместной работы с учетом взаимовлияния, для чего проводится своевременная и корректная оценка добывающего потенциала скважин и значения их взаимовлияния по данным геологической модели, и на основе упрощенной нейросетевой модели выполняется рационализация их совместной эксплуатации.
При оценке «потенциала» (по аналогии с электростатическим потенциалом) добывающих скважин для последующего расчета коэффициентов взаимовлияния, которые закладываются в упрощенную нейросетевую модель пласта, входящую в систему управления группой нефтяных скважин, где используется закон фильтрации, и учитываются фильтрационные потоки.
В подземной гидромеханике рассматриваются три простейших (одномерных) типа фильтрационных потоков [12].
1. Прямолинейно - параллельный фильтрационный поток. Линии тока в этом случае являются прямыми, параллельными друг другу. Изобары также представляют собой семейство параллельных прямых, перпендикулярных линиям тока .
2. Плоско - радиальный фильтрационный поток. Как следует из его названия, линии тока - радиально сходящиеся линии, лежащие в одной плоскости, а изобары - концентрические окружности .
3. Радиально - сферический фильтрационный поток. При таком потоке линии тока - радиально сходящиеся в пространстве прямые линии, а изобарами являются концентрические сферические поверхности (рисунок 3.3).
На практике эти виды фильтрационных потоков никогда не встречаются в «чистом виде», однако в системах разработки легко можно выделить области, где фильтрационный поток прямолинейно-параллельный или плоско-радиальный. Радиально-сферический поток встречается при фильтрации жидкости к скважине, вскрывшей пласт не на всю его толщину (гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта).
В гидродинамике доказано [12,56], что на расстоянии, меньшем а}л от вертикальной скважины, фильтрационный поток близок к радиальному (2а -расстояние до ближайшей скважины, п = 3,1451...). В этом случае радиус контура питания RK = а/п.
В элементе пласта при рядной системе разработки течение между нагнетательной и добывающей скважиной складывается из трёх: радиального (течение воды) от нагнетательной скважины радиусом гнс до контура радиусом о-In, и радиального (течение нефти) - от контура радиусом a In до добывающей скважины радиусом гс. Между двумя этими контурами наблюдается прямолинейное движение.
Считается, что однородная несжимаемая жидкость притекает к скважине радиусом гс, расположенной в центре однородного горизонтального кругового пласта постоянной толщины h. На круговой, радиусом Rk, границе пласта, служащей контуром питания, поддерживается постоянное давление Рк, на забое скважины давление Рз тоже постоянно. Движение жидкости установившееся.
Данный пример наглядно показывает, что даже при низких забойных давлениях среднее давление в пласте весьма близко к давлению на контуре питания. Это означает, что дебит скважины определяется, в первую очередь, фильтрационными свойствами призабойной зоны. То есть, дебит в большей степени зависит от продуктивности скважины, но это в том случае, если пластовое давление не снижено. Таким образом, расчет правильного коэффициента продуктивности с учетом взаимовлияния скважин играет большую роль в формировании дебита. Также при согласовании скорости откачки со скоростью притока жидкости к забою скважины максимально используются добывные возможности пласта (максимально используются фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне).
При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (кг/сут).
Формула Дюпюи предполагает «идеальные» условия фильтрации. На практике дебит скважин может быть значительно меньше, чем определенный по формуле Дюпюи, из-за загрязнения призабойной зоны и ряда других факторов, т.е. должен учитываться скин-фактор с помощью приведенного радиуса скважины [56].
Следует отметить, что важной информацией о пласте считается оценка состояния призабойной зоны - определение скин-эффекта S. Наглядное представление о механизме действия скин-эффекта можно получить из рассмотрения рисунка 3.4 [92].
Несовершенство скважин и изменение проницаемости в призабойной зоне сказываются только на начальных участках кривых восстановления давления, т.е. при значениях времен t»l ч скин-эффект на дальнейший ход кривых не влияет.
Обычно начальный участок кривой восстановления давления искажается вследствие наличия притока жидкости в скважину после ее остановки. Поэтому если КВД, построенная в логарифмических координатах, через 1 ч не представляет кривой необходимо экстраполировать к более раннему времени и на нем брать значение давления ЛР3боо
В данном уравнение величина L остается постоянной для определенной скважины после ее бурения, а АР и Рр переменные, правильное изменение которых может привести к улучшение притока жидкости к скважине и ее отбора.
Таким образом, известные характеристики призабойной зоны пласта, оказывают существенное влияние на добычу нефти: Скин-фактор, фильтрационные потоки и депрессия, при этом эти характеристики могут описать добычу в случае установления нерациональных режимов эксплуатации скважин. Рациональными могут считаться только режимы, которые учитывают взаимосвязь указанных характеристик и не способствуют ухудшению каждой из них по отдельности.
Далее для вычисления коэффициентов взаимовлияния скважин (интерференция) используется «потенциал» каждой скважины выведенный по сути из формулы Дюпюи. При этом явление интерференции (взаимовлияния) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин .
Построение постоянно действующей гидродинамической модели анализируемого месторождения
Управление группой нефтяных скважин и определение степени изменения производительности насосного оборудования на каждой скважине сводится к согласованию их совместной работы с учетом взаимовлияния, для чего проводится своевременная и корректная оценка добывающего потенциала скважин и значения их взаимовлияния по данным геологической модели, и на основе упрощенной нейросетевой модели выполняется рационализация их совместной эксплуатации.
При оценке «потенциала» (по аналогии с электростатическим потенциалом) добывающих скважин для последующего расчета коэффициентов взаимовлияния, которые закладываются в упрощенную нейросетевую модель пласта, входящую в систему управления группой нефтяных скважин, где используется закон фильтрации, и учитываются фильтрационные потоки.
В подземной гидромеханике рассматриваются три простейших (одномерных) типа фильтрационных потоков [12].
1. Прямолинейно - параллельный фильтрационный поток. Линии тока в этом случае являются прямыми, параллельными друг другу. Изобары также представляют собой семейство параллельных прямых, перпендикулярных линиям тока .
2. Плоско - радиальный фильтрационный поток. Как следует из его названия, линии тока - радиально сходящиеся линии, лежащие в одной плоскости, а изобары - концентрические окружности . 3. Радиально - сферический фильтрационный поток. При таком потоке линии тока - радиально сходящиеся в пространстве прямые линии, а изобарами являются концентрические сферические поверхности (рисунок 3.3).
На практике эти виды фильтрационных потоков никогда не встречаются в «чистом виде», однако в системах разработки легко можно выделить области, где фильтрационный поток прямолинейно-параллельный или плоско-радиальный. Радиально-сферический поток встречается при фильтрации жидкости к скважине, вскрывшей пласт не на всю его толщину (гидродинамическое несовершенство скважины по степени вскрытия пласта).
В гидродинамике доказано [12,56], что на расстоянии, меньшем а}л от вертикальной скважины, фильтрационный поток близок к радиальному (2а -расстояние до ближайшей скважины, п = 3,1451...). В этом случае радиус контура питания RK = а/п.
В элементе пласта при рядной системе разработки течение между нагнетательной и добывающей скважиной складывается из трёх: радиального (течение воды) от нагнетательной скважины радиусом гнс до контура радиусом о-In, и радиального (течение нефти) - от контура радиусом a In до добывающей скважины радиусом гс. Между двумя этими контурами наблюдается прямолинейное движение.
Считается, что однородная несжимаемая жидкость притекает к скважине радиусом гс, расположенной в центре однородного горизонтального кругового пласта постоянной толщины h. На круговой, радиусом Rk, границе пласта, служащей контуром питания, поддерживается постоянное давление Рк, на забое скважины давление Рз тоже постоянно. Движение жидкости установившееся.
Данный пример наглядно показывает, что даже при низких забойных давлениях среднее давление в пласте весьма близко к давлению на контуре питания. Это означает, что дебит скважины определяется, в первую очередь, фильтрационными свойствами призабойной зоны. То есть, дебит в большей степени зависит от продуктивности скважины, но это в том случае, если пластовое давление не снижено. Таким образом, расчет правильного коэффициента продуктивности с учетом взаимовлияния скважин играет большую роль в формировании дебита. Также при согласовании скорости откачки со скоростью притока жидкости к забою скважины максимально используются добывные возможности пласта (максимально используются фильтрационные свойства пласта в призабойной зоне).
При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (кг/сут). Формула Дюпюи предполагает «идеальные» условия фильтрации. На практике дебит скважин может быть значительно меньше, чем определенный по формуле Дюпюи, из-за загрязнения призабойной зоны и ряда других факторов, т.е. должен учитываться скин-фактор с помощью приведенного радиуса скважины [56].
Следует отметить, что важной информацией о пласте считается оценка состояния призабойной зоны - определение скин-эффекта S. Наглядное представление о механизме действия скин-эффекта можно получить из рассмотрения рисунка 3.4 [92].
Несовершенство скважин и изменение проницаемости в призабойной зоне сказываются только на начальных участках кривых восстановления давления, т.е. при значениях времен t»l ч скин-эффект на дальнейший ход кривых не влияет. Обычно начальный участок кривой восстановления давления искажается вследствие наличия притока жидкости в скважину после ее остановки. Поэтому если КВД, построенная в логарифмических координатах, через 1 ч не представляет кривой необходимо экстраполировать к более раннему времени и на нем брать значение давления ЛР3боо В данном уравнение величина L остается постоянной для определенной скважины после ее бурения, а АР и Рр переменные, правильное изменение которых может привести к улучшение притока жидкости к скважине и ее отбора.
Таким образом, известные характеристики призабойной зоны пласта, оказывают существенное влияние на добычу нефти: Скин-фактор, фильтрационные потоки и депрессия, при этом эти характеристики могут описать добычу в случае установления нерациональных режимов эксплуатации скважин. Рациональными могут считаться только режимы, которые учитывают взаимосвязь указанных характеристик и не способствуют ухудшению каждой из них по отдельности.
Далее для вычисления коэффициентов взаимовлияния скважин (интерференция) используется «потенциал» каждой скважины выведенный по сути из формулы Дюпюи. При этом явление интерференции (взаимовлияния) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин .
