Содержание к диссертации
Введение
1. Основные направления повышения эффективности принятия решений и управления в системах добычи нефти 18
1.1. Анализ существующей практики эксплуатации систем добычи нефти 18
1.2. Взаимосвязь подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения «продуктивный пласт — добывающие скважины - нефтесбор - подготовка продукции — заводнение-продуктивный пласт» 20
1.3. Влияние динамики показателей разработки нефтяного месторождения на режимы эксплуатации элементов системы гидравлически связанных объектов и выбор оптимальных технических решений 26
1.4. Критический анализ используемых методик расчета элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 28
1.5. Постановка задач исследования 32
Выводы по первой главе 35
2. Модель гидродинамических процессов в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения ... 37
2.1. Критический анализ результатов исследования гидродинамики газожидкостных потоков и методов их расчета 37
2.2. Система уравнений, описывающая движение газожидкостного потока в трубах 40
2.2.1. Закон сохранения массы 40
2.2.2. Закон сохранения импульса 41
2.2.3. Закон сохранения энергии 42
2.3. Замыкающие соотношения 45
2.3.1. Расчет физико-химических свойств компонентов газожидкостной смеси 45
2.3.2. Расчет гидравлических характеристик нефтеводогазового потока 51
2.3.3. Расчет теплопотерь от потока продукции в окружающую среду 51
2.4. Численное интегрирование системы уравнений, описывающей движение газожидкостного потока в трубах 54
Выводы по второй главе.. 59
3. Комплекс алгоритмов и программ для моделирования элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 60
3.1. Подсистема «добыча» (добывающие скважины) 60
3.1.1. Фонтанный способ эксплуатации . 61
3.1.2. Газлифтный способ эксплуатации 63
3.1.3. Эксплуатация погружными центробежными насосами 70
3.1.4. Эксплуатация штанговыми насосами 79
3.2. Подсистема «нефтесбор» . 85
3.3. Компонента «заводнение» 91
3.3.1. Подсистема водоводов 91
3.3.2. Подсистема насосных станций 92
3.3.3. Подсистема нагнетательных скважин 93
3.3.4. Подсистема водозаборных скважин 94
Выводы по третьей главе 96
4. Внедрение моделей подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов в практику эксплуатации нефтяных месторождений . 97
4.1. Сравнительная оценка эффективности мероприятий по повышению пропускной способности различных элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 97
4.2. Учет влияния ретроспективы, текущего состояния и предполагаемой динамики показателей разработки месторождения на интегральные технико-экономические показатели подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 114
4.3. Прогнозирование аварийных ситуаций и учет их влияния на технологические и экономические показатели элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 122
Выводы по четвертой главе 128
5. Методы повышения эффективности технических решений и управления эксплуатацией системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения на основе системного подхода 129
5.1. Постановка задачи оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения,, 129
5.2. Методика решения задачи оптимизации распределения инвестиций в многостадийный процесс повышения пропускной способности системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения 142
5.3. Практика использования комплекса методов, алгоритмов и программ для моделирования системы гидравлически связанных объектов при управлении эксплуатацией нефтяных месторождений 154
Выводы по пятой главе 170
Основные результаты работы 172
Список литературы 173
- Взаимосвязь подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения «продуктивный пласт — добывающие скважины - нефтесбор - подготовка продукции — заводнение-продуктивный пласт»
- Расчет физико-химических свойств компонентов газожидкостной смеси
- Газлифтный способ эксплуатации
- Сравнительная оценка эффективности мероприятий по повышению пропускной способности различных элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения
Введение к работе
Актуальность темы диссертации. В системах добычи нефти существует замкнутая система гидравлически связанных объектов (ЗСГСО): «продуктивный пласт» - «добыча» - «нефтесбор» - «подготовка продукции» - «заводнение» - «продуктивный пласт». Существующая практика эксплуатации и управления данными системами, регламенгирусмая нормативными документами, заключается в рассмотрении всех ее элементов без учета их взаимного влияния, обусловленного наличием технологических и экономических связей. При этом отсутствует учет предполагаемой динамики добычи и обводненности продукции, так как технические решения принимаются для условий максимальной добычи жидкости и максимальной вязкости.
Наиболее перспективным методом повышения эффективности технических решений и управления эксплуатацией нефтяного месторождения с целью достижения наилучших технико-экономических показателей и связанному с этим уменьшению затрат на добычу нефти является системный подход к исследованию ЗСГСО, позволяющий учитывать связи ее подсистем и элементов, прогнозировать изменение их технологических и экономических показателей на весь период разработки объекта добычи нефти. Для этого необходимо определить те элементы системы, для которых затраты на повышение их пропускной способности дадут максимальный эффект для системы в целом.
Целью работы является создание модели сложной системы гидравлически связанных объектов (на примере системы обустройства нефтяного месторождения), позволяющей повысить эффективность управления данной системой с целью достижения наилучших технико-экономических показателей за счет учета связей ее элементов и ретроспективной, текущей и прогнозной информации о режимах их эксплуатации.
Основные задачи исследования.
-
Создать математическую модель системы гидравлически связанных объектов обустройства нефтяных месторождений.
-
Разработать и внедрить в постоянную эксплуатацию комплекс алгоритмов
и программ для гидродинамических расчетов потоков в системе гидравлически
связанных объектов, позволяющий учитывать 91№|йкМ}1ЮММ1Г|Ш№ связи ее
-4-элементов, а также выбирать режимы их эксплуатации, соответствующие экстремальным значениям технологических и экономических критериев оптимальности (например, максимальной добыче продукции или минимальным совокупным дисконтированным затратам при обеспечении заданной добычи).
-
Разработать методы, алгоритмы и программы для моделирования аварийных ситуаций в элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и учета связанных с этим материальных затрат в процессах принятия решений и управления ее эксплуатацией.
-
Разработать метод управления многостадийным процессом эксплуатации системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения с использованием ретроспективной, текущей и прогнозной информации о динамике добычи и обводненности продукции.
Научная новизна результатов работы.
-
Разработана математическая модель процесса движения нефтеводогазовой смеси во всех элементах системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения, учитывающая фазовые переходы, процессы расширения и изменения расходных и физико-химических параметров потока по его длине с учетом теплообмена с окружающей средой.
-
Предложен новый подход к управлению процессами эксплуатации системы обустройства нефтяного месторождения, основанный на учете гидродинамических связей ее элементов. Методами вычислительного эксперимента исследованы закономерности изменения дебитов добывающих скважин при изменении устьевого давления и (или) замене оборудования с учетом изменения гидравлических режимов смежных подсистем.
-
Разработан новый метод прогнозирования аварийных ситуаций и учета их влияния на технологические и экономические показатели систем обустройства.
-
На основе вычислительных экспериментов установлено, что наиболее эффективным является повышение пропускной способности подсистемы нефтесбора и предложена методика расчета оптимальных диаметров ее участков.
-
Решена задача оптимизации многостадийного процесса распределения инвестиции в ловыщение пропускной способности системы гидравлически связанных бб'ь'ект'бЬ нефтяного месторождения исхода из ретроспективных,
-5-объектов нефтяного месторождения исходя из ретроспективных, текущих и прогнозных уровней добычи и обводненности продукции с учетом технико-экономических связей ее подсистем и элементов.
Обоснованность результатов обеспечивается применением апробированных методов системного анализа, математического моделирования гидродинамических процессов и численного решения дифференциальных уравнений, использованием рекомендованных нормативньши документами методов расчета, а также хорошим совпадением результатов расчетов с фактическими промысловыми данными, полученными на месторождениях IIK «ЮКОС», ОАО «Лукойл-Коми» и ОАО «Лукойл-Пермнефть».
Практическую ценность составляют:
1. Алгоритмы и компьютерные программы расчета процессов движения
нефтеводогазовых смесей во всех элементах замкнутой системы гидравлически
связанных объектов нефтяного месторождения.
-
Методики расчета изменения текущей добычи продукции и совокупных дисконтированных затрат на добычу единицы продукции при изменении гидравлических режимов любых элементов замкнутой системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения.
-
Использование алгоритмов, методик и компьютерных программ, разработанных в диссертации, при управлении системой обустройства нефтяного месторождения позволяет увеличить текущую добычу нефти и/или сократить затраты электроэнергии; уменьшить аварийность системы и сократить потери продукции при авариях; уменьшить затраты на капитальные и текущие ремонты.
Реализация результатов работы. Разработанные в диссертации алгоритмы, методики и компьютерные программы используются при управлении эксплуатацией систем обустройства нефтяных месторождений: НК «ЮКОС», ОАО «Самара-нефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Томскнефть ВНК», ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз», ОАО «Лукойл-Пермнефть».
Апробация работы. Результаты исследований, отражающие основное содержание диссертационной работы, докладывались на Международной конференции «Информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности» в 2002г. (г. Айя-Напа, Кипр), 2003г. (Лимасол, Кипр), на Всероссийской научной
конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна» (г. Тюмень) Программные продукты, реализующие результаты исследований, демонстрировались на Международных выставках «Нефть и газ - 2003» и «Нефть и газ - 2004», г. Москва.
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 7 работах, в том числе 2 статьях, 3 докладах в материалах конференций и 2 тезисах докладов.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 173 страницы машинописного текста, 15 рисунков, 2 таблицы, список литературы из 99 наименований.
Взаимосвязь подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения «продуктивный пласт — добывающие скважины - нефтесбор - подготовка продукции — заводнение-продуктивный пласт»
Проектирование, строительство и эксплуатация всех систем обустройства нефтяных месторождений: добычи, нефтесбора, подготовки продукции и заводнения продуктивного пласта регламентируется различными нормативными документами. Технические решения для каждой системы (габариты оборудования, диаметры трубопроводов, давления и расходы продукции) принимаются из условий оптимальности только для данной системы, без учета ее технико-экономических связей с другими системами. Однако, хорошо известно, что совокупность оптимальных решений, найденных для взаимосвязанных элементов сложной системы, далеко не всегда соответствует оптимальному решению для системы в целом [1,6,9,12,13,20,40,41,48,93,94]. Например, попытка увеличить текущую добычу нефти за счет повышения пропускной способности призабой-ной зоны добывающих скважин, достигаемой одним из традиционных способов, может не дать ожидаемого результата вследствие низкой пропускной способности трубопроводной системы нефтесбора или высоконапорных водоводов системы заводнения, дефицитом оборудования, установленного на дожимных насосных станциях (ДНС), кустовых насосных станциях (КНС) и других причин. В ряде случаев игнорирование технологических связей оптимизируемого объекта с другими элементами сложной системы обустройства нефтяного месторождения может привести к тому, что режим эксплуатации одного или нескольких объектов станет аварийным. При этом затраты на ликвидацию ущерба, как правило, значительно превышают положительный результат оптимизации.
Согласно нормативным документам [7,8] проектирование объектов обустройства нефтяных месторождений производится для условий максимальной добычи жидкости и максимальной вязкости нефтеводяной смеси. При этом в расчетах используется дебит «средней скважины». На практике величины добычи и обводненности продукции весьма существенно изменяются во времени в течение периода разработки месторождения, причем фактическая динамика этих величин зачастую сильно отличается от той, которая принята в проекте разработки. Очевидно, что технические решения, принятые в соответствии с данными нормативными документами, не могут быть оптимальными для всего периода разработки месторождения.
Еще одним недостатком ныне действующих нормативных документов [7,8] является игнорирование затрат на предотвращение аварий элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и ликвидацию ущерба от таких аварий. Например, затраты на ингибирование коррозии нефтесборных трубопроводов на некоторых месторождениях Западной Сибири составляют до 10% всех эксплуатационных затрат в системе нефтесбора, а ущерб от розливов нефти при порывах трубопроводов вследствие коррозии в отдельных случаях достигает величин, сопоставимых с прибылью от добычи нефти.
Таким образом, проведенный анализ существующей практики проектирования и эксплуатации систем добычи и обустройства нефтяных месторождений позволил выявить ее основные недостатки: 1. Все элементы системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения рассматриваются по отдельности, без учета их взаимного влияния, обусловленного наличием их технологических и экономических связей. 2. Отсутствует учет предполагаемой динамики добычи и обводненности продукции, так как, согласно нормативным документам, технические решения принимаются для условий максимальной добычи жидкости и максимальной вязкости. При этом наибольший перерасход капитальных и эксплуатационных затрат имеет место в тех случаях, когда фактические дебиты значительно отличаются от проектных. 3. Отсутствует учет затрат на предотвращение аварий элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения и ликвидацию ущерба от таких аварий.
Взаимосвязь подсистем и элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения «продуктивный пласт —добывающие скважины — нефтесбор - подготовка продукции - заводнение продуктивный пласт»
Системы добычи, нефтесбора, подготовки продукции добывающих скважин и заводнения продуктивного пласта являются составными частями (подсистемами) более сложной динамической системы обустройства месторождения. Данная система включает в себя, кроме перечисленных, территориально и технологически связанные подсистемы электроснабжения, промысловых дорог, оперативного контроля скважин и объектов сбора.
Территориальные связи обусловлены значительной экономией капиталовложений и эксплуатационных затрат на обустройство месторождения, достигаемой при совмещении трасс основных коммуникаций, особенно в труднодоступных и малообжитых районах с неразвитой инфраструктурой. По требованиям безопасности по одну сторону промысловых дорог располагаются ЛЭП и водоводы, а по другую - газопроводы и нефтесборные трубопроводы. Большой экономический эффект дает также совмещение объектов подготовки нефти, газа и воды с кустовыми насосными станциями (КНС) подсистемы «заводнение» и с электроподстанциями.
Технологические связи подсистем «добыча», «нефтесбор», «подготовка» и «заводнение» схематически показаны на рис. 1.1, а их описание представлено в табл. 5.1-5.6.
Расчет физико-химических свойств компонентов газожидкостной смеси
Технологические процессы, связанные с движением газожидкостных смесей в трубопроводах, получили широкое распространение в различных отраслях промышленности - нефтегазовой, химической, энергетике, целлюлозно-бумажной, пищевой и др. Это обусловило быстрое развитие гидродинамики двухфазных смесей, начиная с 40-х годов нашего века.
Характерной чертой сегодняшнего этапа развития прикладной гидродинамики газожидкостных потоков является продолжающаяся разобщенность усилий исследователей, работающих в различных отраслях промышленности. В силу специфики изучаемых процессов горизонтальные и слабонаклонные потоки лучше изучены нефтяниками и газовиками, обогреваемые, особенно при высоких давлениях, - энергетиками, смеси со сложными физико-химическими свойствами компонентов - химиками и т.д. Поэтому весьма эффективно и своевременно разработать общие принципы и подходы к изучению двухфазных потоков, позволяющие использовать весь экспериментальный материал и теоретические достижения, накопленные в различных отраслях промышленности.
Целью данного раздела не является детальный критический обзор существующих работ по гидродинамике двухфазных смесей, поскольку этому посвящены многие монографии [5,11,14,16-19,24,38,56,74-77]. Наша цель - проследить основные тенденции развития, выявить наиболее перспективные подходы и сформулировать конкретные задачи для исследования газожидкостных потоков, решение которых способствовало бы созданию надежных инженерных методов расчета и проектирования систем гидравлически связанных объектов нефтяных месторождений.
Для ранней стадии исследований двухфазных потоков характерно существование двух различных направлений - теоретического, посвященного в основном построению систем дифференциальных уравнений сохранения массы, импульса и энергии [16,44,82,97,99] и прикладного, целью которого являлось создание эмпирических методов расчета трубопроводов, транспортирующих двухфазные смеси. [14,58,74-77]. Первым важным шагом в соединении достижений теоретического и прикладного направлений были исследования С.Г.Телетова [75] по методам обработки результатов эксперимента, критериям подобия и структурам течения газожидкостных смесей. Полученные С.Г.Телетовым результаты являются теоретической основой большинства расчетных отечественных методик, созданных к настоящему времени.
Экспериментальные исследования локальных и пульсационных характеристик [19,28,38,85] стимулировали также разработку физико-математических моделей газожидкостных потоков при различных структурах течения [26,27,55,56,76-78]. Однако результаты этих работ, имеющие практическую ценность для решения ряда прикладных задач (например, для конструктивного расчета сепараторов, различных деггульсаторов и другого технологического оборудования), практически не используются при разработке инженерных методов расчета трубопроводов, прежде всего потому, что не позволяют должным образом учесть изменение расходных и физических параметров смеси вдоль по потоку. Наиболее продуктивным в этом смысле является подход, основанный на численном интегрировании системы одномерных дифференциальных уравнений, описывающих движение двухфазного потока с использованием ряда дополнительных соотношений для определения структуры течения, расчета физических свойств жидкости и газа, а также основных гидродинамических и термодинамических параметров в любой точке [58,75,89].
Движение нефте во до газовых смесей в промысловых трубопроводах является одним из наиболее сложных видов газожидкостных потоков. В настоящее время имеется множество опубликованных методик гидравлического расчета таких потоков, что свидетельствует о слабой изученности процесса.
В монографии [58] дана сравнительная характеристика одиннадцати наиболее распространенным методикам отечественных и зарубежных авторов. Основными недостатками рассмотренных работ являлись их отчетливо выраженный эмпирический характер, попытки определять потери давления по аналогии с однофазным потоком, вводя поправки на «двухфазность» в формулы для коэффициентов гидравлического сопротивления и плотности смеси, игнорирование существования различных структур течения газожидкостных смесей, а также осреднение основных гидравлических параметров по всей длине рассматриваемого трубопровода.
В СССР гидродинамика нефтегазовых смесей в трубах наиболее успешно развивалась благодаря исследованиям Грозненского нефтяного института [14] и ВНИИГаза [11Д6]. Основными достижениями Грозненского нефтяного института являются проведение большого объема экспериментальных исследований газожидкостных потоков на промысловых стендах при движении реальных нефтегазовых смесей и получение уточненных расчетных зависимостей для основных гидродинамических характеристик. Работы ВНИИГаза были в основном направлены на изучение локальных и пульсационных характеристик газожидкостных потоков и разработку на этой основе полуэмпирических методов расчета, обладающих высокой универсальностью (справедливых в широких диапазонах расходных и физических параметров смесей). Другим направлением было экспериментальное исследование газожидкостных потоков на лабораторных установках, позволявших изменять диаметры труб, углы наклона к горизонту, скорость смеси и вязкость жидкой фазы в таких широких пределах, каких невозможно обеспечить на промысловых стендах [16,25-30].
В известных к настоящему времени работах [5,11,14,16-19,24,38,53,75,76,78] исследовались такие двухфазные потоки, для которых в уравнениях движения и энергии можно пренебречь влиянием сжимаемости газовой фазы, а, следовательно - инерционными силами и изменением кинетической энергии. Однако существует целый ряд практически важных случаев, когда такие упрощения не допустимы, например движение нефтеводогазовых смесей с большими скоростями и газосодержаниями, которое имеет место при больших газовых факторах, малых обводненностях и давлениях в потоке. Такие режимы наблюдаются в верхней части НКТ добывающих скважин, особенно при газлифтной и фонтанной эксплуатации, а также в нефтесборных трубопроводах, транспортирующих продукцию этих скважин. При этом реализуется дисперсно-кольцевая структура течения газожидкостной смеси, методика гидравлического расчета которой отсутствует в нормативных документах [8].
Газлифтный способ эксплуатации
Методика расчета добывающих скважин, эксплуатируемых различными способами: фонтанным, газлифтным, глубиннонасосным с помощью установок, оснащенных погружными насосами типа УЭЦН или штанговыми скважинными насосными установками типа ШСНУ (станки-качалки), заключается в совместном решении уравнения притока: где К- коэффициент продуктивности, рР1 ир2 - пластовое и забойное давление соответственно, и системы уравнений (2.2.2), (2.2,13), (2.2.29) (для однофазных потоков - (2.2.30) - (2.2.32)), описывающей движение продукции в скважине.
На первом (отладочном) этапе рассчитывается распределение давления, температуры, газосодержания и других параметров потока по «стволу» скважины от устья до забоя и производится оценка достоверности исходной информации и ее уточнение. Задачей второго этапа является оптимизация и управление работой скважин. С этой целью производится корректировка их режимов эксплуатации по результатам первого этапа: изменение расхода газлифтного газа, глубины подвески УЭЦН и/или ШСНУ, а в отдельных случаях — замена оборудования; то же самое выполняется при изменении объемов добываемой продукции, ее обводненности, пластового давления, коэффициента продуктивности и др.
На третьем этапе производится моделирование различных вариантов реконструкции компоненты «добыча — нефтесбор», состоящей из двух подсистем. Для этого решаются следующие задачи: - расчет изменения дебитов добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть подсистемы нефтесбора; - оптимизация и управление работой добывающих скважин, подающих продукцию в реконструируемую часть подсистемы нефтесбора; - расчет изменения дебитов добывающих скважин при подключении одной или нескольких новых скважин или отключении ранее эксплуатировавших-ся, подающих продукцию в ту же часть подсистемы нефтесбора (например, фонтанная добыча газа из газовой шапки). Исходными данными для расчетов являются: Параметры работы скважины: дебит по жидкости Q[ и обводненность п (эти данные можно загружать из БД OlSPipe и Oillnfo или вводить вручную), давление на устье ри; Конструкция скважины: L - длина «ствола» от устья до забоя; Н - глубина забоя скважины относительно устья; h = f(l) - профиль скважины (зависимость заглубления данного сечения h от расстояния от устья /, которая может задаваться различными способами); D — внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ); физико-химические свойства пластовых » флюидов (как для программы PropOGW, см. п. 2.3.1); параметры уравнения притока (ЗЛА) К п т (так называемая индикаторная кривая); температуры потока продукции на устье Ти , на забое Т2 и зависимость температуры потока продукции от расстояния от устья Т =f(l) (как правило, принимается линейное распределение Т от Ти до Tz), Кроме того, для каждого способа механизированной добычи задаются параметры оборудования (характеристики рабочего и пусковых газлифтных клапанов, глубина подвески и напорно-расходная характеристика УЭЦН, глубина подвески и параметры ШСН), для газлифтных скважин — расход газлифтного газа (см. ниже). Порядок расчета следующий. На первом (отладочном) этапе производится оценка достоверности исходной информации. Расчет забойного давления производится по уравнению притока (3.1.1) Расчет «ствола» скважины от устья (/ = 0) до забоя (/ L). Расчет производится «сверху вниз». Процедура расчета, заключающаяся в численном интегрировании системы уравнений (2.2.2), (2.2.13), (2.2.29), описана в п. 2.4. При расчете физико-химических свойств флюидов используют значения температур Ту определяемых согласно принятому предположению о характере ее распределения. В результате этого расчета получаем величину забойного давления, вычисленную «сверху» -pz(i). Оценка степени достоверности исходной информации производится путем сравнения полученного значения pz(\) с pz, рассчитанным по уравнению притока (3.1.1). Чем меньше разница между ними, тем выше степень достоверности исходной информации (и достоверней методика расчета). Если расхождение большое, то ищут причину. Можно задать максимально допустимое расхождение в исходных данных (например, 10%). Если «уложились» в эту величину, то для дальнейших расчетов берут среднеарифметическое р2 = 0,5 фг + На этом первый этап расчета заканчивается. В результате его произведена оценка достоверности исходной информации и ее уточнение, определена величина забойного давления. Целью второго этапа является расчет нового режима работы скважины при изменении давления на ее устье ри. Давление на устье может измениться по разным причинам, но нас интересуют случаи, когда это происходит вследствие изменения гидравлического режима системы нефтесбора. Производится расчет скважины с новым значением устьевого давления ри (процедура расчета точно такая же, как на первом этапе). Если р2 pz(\)i, то величину дебита Qj надо увеличить, в противном случае - уменьшить. И так до тех пор, пока не достигнем заданной точности. Очевидно, что если новое значение устьевого давления меньше исходного, то дебит скважины увеличится, а если больше - уменьшится. Для найденного нового значения необходимо проверить новый режим работы данной скважины на возможные ограничения.
Сравнительная оценка эффективности мероприятий по повышению пропускной способности различных элементов системы гидравлически связанных объектов нефтяного месторождения
Основными причинами перерасхода энергии и/или снижения добычи для самого капитале- и энергоемкого элемента ЗСГСО - «добыча», являются эксплуатация скважин в неэкономичных режимах, а также повышенные устьевые давления, обусловленные перегрузкой подсистемы «нефтесбор». В первом случае необходимо провести оптимизацию режимов эксплуатации (см. третью главу данной работы), а во втором - разгрузку подсистемы «нефтесбор».
Повышенные энергозатраты в подсистемах компоненты «заводнение» могут иметь место в случае неравномерной загрузки участков сложной трубопроводной сети высоконапорных водоводов, что приводит к большим потерям напора на устьевых дросселях нагнетательных скважин. Кроме того, на перегруженных участках существует опасность возникновения аварийных ситуаций вследствие гидроударов, а на недогруженных - образование отложений, увеличивающих их гидравлические сопротивления.
Другой причиной перерасхода энергии является эксплуатация КНС с глубоким дросселированием потоков на нагнетательных коллекторах. Сокращение энергозатрат достигается оптимизацией и управлением распределением потоков воды и наладкой режимов эксплуатации насосного оборудования КНС с учетом его совместной работы с сетью высоконапорных водоводов.
Подсистема «подготовка продукции» может оказывать влияние на пропускную способность ЗСГСО только за счет изменения количества остаточной воды в нефти и содержания взвешенных частиц в воде. При увеличении содержания остаточной воды возрастают затраты на напорный транспорт нефти на центральные пункты подготовки нефти (ЦППН), обусловленные увеличением расхода и вязкости, а также увеличивается подпитка системы «заводнение» пресной водой. Увеличение содержания взвешенных частиц в воде приводит к повышению сопротивления призабойной зоны нагнетательных скважин.
Повышение пропускной способности подсистемы «нефтесбор» является наиболее перспективным для уменьшения энергозатрат в ЗСГСО в целом по следующим причинам: 1. Повышение пропускной способности призабойной зоны, дос тигаемое одним из известных методов, приведет к увеличению притока жид кости и, следовательно, загрузки нефтесборных трубопроводов. В тех случа ях, когда эти трубопроводы уже эксплуатируются с перегрузкой, даже незна чительное увеличение добычи приведет к заметному росту устьевых давле ний добывающих скважин а, следовательно, и энергозатрат на подъем жид кости и транспорт ее на площадку сепарации. Таким образом, при перегрузке подсистемы нефтесбора эффект от увеличения пропускной способности при забойной зоны во многом компенсируется увеличением устьевого давления. 2. Повысить пропускную способность действующих добывающих сква жин практически невозможно, поскольку она определяется конструкцией скважины. Замена насосной установки на установку большей производительности не дает заметного увеличения дебита вследствие роста устьевого давления, В этом случае удельный расход энергии на подъем продукции в скважинах значительно превысит оптимальный. При газлифтной добыче скважины обычно эксплуатируются в режиме «максимальной добычи» и, поэтому увеличения дебита в этом случае достигнуть нельзя. 3. Пропускная способность системы, транспортирующей газо жидкостную смесь, возрастает при увеличении в ней среднего давления, ко торое приводит к уменьшению объема свободного газа и скорости потока. Применительно к рассматриваемому случаю это может быть достигнуто пу тем повышения пластового давления за счет увеличения объема закачки во ды. Однако этот способ, требующий больших энергозатрат и резервов пропу скной способности компоненты «заводнени», является экономически наиме нее целесообразным. 4. Увеличение пропускной способности подсистемы «нефтесбор» пу тем строительства дополнительных трубопроводов и (или) замены сущест вующих на трубопроводы большего диаметра при очередном капитальном ремонте, приводит к снижению устьевых давлений добывающих скважин (при постоянном давлении сепарации, определяемом способом утилизации нефтяного газа), причем, чем больше перегрузка нефтегазосборных трубо проводов, тем больше уменьшение устьевых давлений. Как отмечалось вы ше, затраты на такую реконструкцию не могут заметно отразиться на общей величине капиталовложений в систему обустройства месторождения, но снижение устьевых давлений позволяет значительно уменьшить энергоза траты в подсистеме «добыча - нефтесбор», снизить забойные давления и увеличить приток продукции пласта (дебит скважины). Кроме того, сниже ние давления сбора и строительство дополнительных нефтегазосборных тру бопроводов позволяет повысить надежность всей системы обустройства ме сторождения, поскольку аварийные остановки нефтегазосборных трубопроводов (особенно крупных коллекторов) приводят к остановкам или снижениям дебитов части добывающих скважин, а также к ущербу окружающей среде вследствие розливов нефти. При принятии решения о реконструкции участка трубопроводной сети, а также при выборе нового режима его эксплуатации важны технологические ограничения, в качестве которых принято использовать, с одной стороны -условия осаждения взвешенных частиц, содержащихся в потоке, а с другой -предельно допустимую силу гидроудара. Поскольку для однофазных потоков эти условия исследованы достаточно хорошо, будем рассматривать только газожидкостные потоки.
