Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика условий эксплуатации скважин с установками эцн на самотлорском месторождении
1.1 Состав и основные коллекторские свойства продуктивных нефтяных пластов
1.2 Состояние разработки и фонда добывающих скважин 26
1.3 Анализ технологических режимов эксплуатации скважин с установками ЭЦН
1.4 Состав и свойства продукции скважин с установками ЭЦН 58
1.5 Характеристика основных видов осложнений при эксплуатации скважин с установками ЭЦН
1.6 Постановка задач исследований 72
2. Диагностирование осложняющих факторов при эксплуатации скважин сустановками ЭЦН на самотлорском месторождении 87
2.1 Методика диагностирования работы скважин с установками ЭЦН с использованием последовательных процедур Вальда
2.2 Результаты расчетов по определению основных причин снижающих эффективность эксплуатации УЭЦН
2.3 Рекомендации по изменению конструкции установок ЭЦН и режимов их работы с использованием диагностических 79 коэффициентов
2.4 Регрессионный анализ условий работы УЭЦН в скважинах 80
2.5 Анализ статистических моделей работы УЭЦН на Самотлорском месторождении
2.6 Выводы 90
3. Оптимизация работы установок эцн в скважинах
3.1 Краткая характеристика алгоритма расчетов по подбору и оптимизации режима работы УЭЦН в скважинах
3.2 Инструкция пользования программой «SAMOTLOR» 104
3.3 Основные результаты расчетов по оптимизации работы УЭЦН 108
3.4 Прогнозирование изменений конструкций и режимов работы п„ УЭЦН в скважинах
3.5 Особенности оптимизации работы скважин с установками ЭЦН 11Q на форсированных режимах отбора жидкости
3.6 Регулирование совместной работы пласта и скважин с применением гидрофобизирующих составов жидкостей глушения скважин
3.7 Выводы 130
4. Моделирование процесса совместной эксплуатации призабоинои зоны пласта скважин и установок ЭЦН
4.1 Постановка задач моделирования 132
4.2 Описание алгоритма расчетов по моделированию совместной ~. работы пласта и скважин на различных режимах их работы
4.3 Апробирование полученной модели совместной эксплуатации 1 Af-пласта и скважины с установкой ЭЦН
4.4 Выводы 153
5. Промысловые испытания технологий восста новления и регулирования производительности скважин с установками эцн на самотлорском месторождении
5.1 Результаты внедрения технологий воздействия на ПЗП в скважинах с УЭЦН на Самотлорском месторождении
5.2 Анализ и прогнозирование технологической эффективности операций по регулированию производительности скважин с установками ЭЦН
5.3 Направления совершенствования эксплуатации скважин с установками ЭЦН. Выводы
Основные выводы и рекомендации 173
Список литературы 174
- Состав и основные коллекторские свойства продуктивных нефтяных пластов
- Методика диагностирования работы скважин с установками ЭЦН с использованием последовательных процедур Вальда
- Краткая характеристика алгоритма расчетов по подбору и оптимизации режима работы УЭЦН в скважинах
- Постановка задач моделирования
Введение к работе
Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей, количества мало- и среднедебитных скважин. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.
Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции, содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей, образованием в стволе различных органических и неорганических отложений, интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти, применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано, однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений.
Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом.
Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа, сложный состав продукции, образование отложений солей и парафина, наличие мехпримесей и др. Во вторую группу вошли факторы, обусловленные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатационной колонны, количество и геометрия участков набора кривизны ствола, большие глубины спуска насосов, качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др. Третью группу факторов составляют параметры, характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и технологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаимодействие в призабойной зоне пласта (ПЗП) применяемых жидкостей глушения скважин (ЖГС), пластовых флюидов и горной породы, а также нарушения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению в пласт больших объемов фильтратов агрессивных технологических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий фильтрации жидкостей.
При эксплуатации скважин с УЭЦН действие всех перечисленных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции установки и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).
Значительный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин и УЭЦН внесли следующие ученые и промысловые работники: И.М.Аметов, В.А.Амиян, Ю.А.Балакиров, А.А.Богданов, М.Д.Валеев, Ю.Г.Валишин, Ш.И.Валеев, М.Ф.Вахитов, И.Е.Гайворонский, О.Г.Гафуров, А.А.Глазков, А.Т.Горбунов, Р.Н.Дияшев, А.Н.Дроздов, П.И.Забродин, Ю.В.Зейгман, Г.З.Ибрагимов, Л.С. Каплан, А.Г.Ковалев, А.Т.Кошелев, А.П.Крезуб, В.Ф.Лесничий, П.Д.Ляпков, В.П.Максимов, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.С.Миронов, И.Т.Мищенко, А.А.Мордвинов, Р.Х.Муслимов, В.Д.Нагула, Г.А.Орлов, В.Г.Пантелеев, Н.Р.Рабинович, В.А.Сахаров, Б.З.Султанов, В.А.Тагаев, Р.А.Фасхутдинов, А.Я.Хавкин, Н.И.Хисамутдинов, А.Г.Шарипов, Н.М.Шерстнев, О.М.Юсупов и др.
Автор диссертационной работы на практике занимался решением задач по повышению эффективности эксплуатации нефтяных залежей и скважин, приуроченных к полимиктовым коллекторам Западной Сибири. За последние годы под руководством и при непосредственном участии автора были выполнены многочисленные промысловые работы по испытанию и промышленному внедрению новых технологий регулирования работы скважин с УЭЦН. Выполнены анализ существующих методов регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП, разработаны и внедрены в производство рекомендации по повышению эффективности эксплуатации УЭЦН на группе месторождений Нижневартовского региона. Исследованы особенности процессов фильтрации специальных жидкостей в образцах естественных полимиктовых песчаников, проведены гидродинамические исследования скважин и пластов, выполнено обобщение полученных результатов.
Анализ промыслового материала особенностей эксплуатации УЭЦН показал, что ухудшение технологических показателей работы скважин с УЭЦН в основном связано с изменениями фильтрационно-емкостных характеристик пород ПЗП. Ранее было показано, что возможность восстановления условий фильтрации нефти в ПЗП и улучшение условий эксплуатации УЭЦН, помимо мероприятий по повышению технической надежности оборудования, связана с проведением целенаправленного воздействия на ПЗП. Традиционными методами в этом плане являются: ремонтно-изоляционные работы по отключению обводнившихся интервалов пласта, обработка ПЗП с целью гидрофобизации каналов фильтрации, применение специальных технологий и составов ЖГС и др. В связи с изложенным, в работе сформулированы понятия объекта, предмета и цели исследований.
Объектом исследований является гидродинамическая система пласт-скважина - насос, существующая закономерность физико-химических явлений, происходящих в ПЗП, стволе скважин и характеристика ЭЦН.
Предмет исследований - технологические, физические связи и их соотношения в объекте исследований, а также связь с процессами добычи нефти и газа. Работа соответствует профилю и тематике научных исследований кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и выполнена в соответствии со следующими документами: межвузовская научно-техническая программа «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (п.т.467). Приказ Минобразования РФ №865 от 03.04.1998г., Указание №747-19 ОТ 22.12.1997г.; межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206.03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья». Приказ Минобразования РФ № 539 от 12.02.2001г.; межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», Подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206.03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья». Приказ Минобразования РФ № 475 от 11.02.2003г. Цель работы
Исследование особенностей работы системы пласт-скважина (установка ЭЦН) в условиях форсированных отборов жидкости на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений с полимиктовыми коллекторами. Задачи исследований
Обобщение условий эксплуатации и причин выхода из строя УЭЦН в скважинах с полимиктовыми коллекторами и высокой обводненностью продукции.
Определение уровня влияния осложняющих факторов на технологические параметры и надежность эксплуатации УЭЦН.
Моделирование совместной работы пласта и ЭЦН при добыче высоко-обводненной продукции и форсированных режимах работы скважин. Определение допустимых пределов форсирования отборов жидкости из пласта. Создание технологий регулирования фильтрационных параметров пород ПЗП при проведении ремонтных работ с предварительным глушением скважин и улучшение условий эксплуатации ЭЦН.
Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для исследований и анализа использовали исходную информацию, полученную с помощью стандартных методов и приборов. При исследовании уровня влияния различных факторов на показатели работы скважин с установками ЭЦН широко использовались результаты гидродинамических исследований скважин и пластов: снятие кривых восстановления забойного давления и уровня жидкости в затрубном пространстве, геофизические исследования с применением высокоточных термометров и плотномеров, отбивка уровней в межтрубном пространстве и другие. Во всех случаях оценивались ошибки измерений и определялась достоверность полученных результатов. Многие задачи решались с применением современных вероятностно-статистических методов и гидродинамических методов исследований скважин и пластов. Большинство решаемых задач реализованы на ЭВМ. Научная новизна
Определены основные осложняющие факторы, уровни их влияния и пути предотвращения действия факторов на технологические показатели работы скважин с УЭЦН при добыче высокообводненной продукции.
Разработана модель совместной эксплуатации пласта и установки ЭЦН в условиях проявления скин-фактора и форсированных режимах отбора жидкости.
Уточнены допускаемые пределы форсирования отборов жидкости из пласта с применением установок ЭЦН. Методы решения поставленных задач
Физическое моделирование изучаемых процессов. Методы математической статистики. Лабораторные и промысловые исследования. Практическая ценность и реализация работы
Разработана и внедрена технология регулирования работы обводненных добывающих и нагнетательных скважин, приуроченных к высокопроницаемым коллекторам нефтяных месторождений Нижневартовского региона с применением состава УНИ-4 (ОАО «Самотлорнефтегаз»).
На 52 скважинах Самотлорского и Мыхпайского месторождений проведены работы по регулированию условий притока жидкости из пласта. По результатам выполненных работ получен технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти на одну операцию в количестве 487,Зтонны и увеличения средней продолжительности показателя «наработка на отказ» на 28,5 суток.
Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций и на практических занятиях по дисциплинам «Подземная гидромеханика», «Скважинная добыча нефти», «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со студентами специальностей 09.06 и 09.08, а также с инженерно-техническими работниками нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: специализированной научной секции «Проблемы увеличения разведанных запасов и повышения добычи нефти и газа» Второго Конгресса нефтегазопромышленников России (г.Уфа, 2000), II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (г.Уфа, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (г.Москва, РГУНГ им. И.М.Губкина, 2002), технических советах нефтяных компаний «Башнефть», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Самотлорнефтегаз» и ряда нефтегазодобывающих управлений, секции научно-технического совета Уфимского государственного нефтяного технического университета. Выполненные в диссертационной работе исследования необходимы для дальнейшего совершенствования технологии и техники добычи нефти. Научные результаты, полученные в работе, нашли применение в практике технологических процессов добычи нефти и являются дальнейшим развитием теории практики эксплуатации скважин с установками ЭЦН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Ряд рекомендаций, основанных на результатах исследований, имеют важное практическое значение. К ним относится выбор оптимального значения забойного давления в скважинах, эксплуатация которых происходит на режимах форсированного отбора жидкости из пласта. Применение разработанной технологии «щадящего» глушения скважин перед ремонтами или в процессе эксплуатации позволит улучшить технологические показатели работы скважин, увеличить объемы добычи нефти и полноту извлечения запасов нефти.
По теме исследований написано учебное пособие объемом 5,9 п.л. Кроме того, по теме диссертационной работы опубликовано в открытой печати 9 печатных работ, написанных лично автором и в соавторстве с другими исследователями. Диссертационная работа является обобщением исследований автора за последние 7 лет.
Автор выражает особую благодарность научному руководителю профессору Зейгману Ю.В. совместно с которым были определены основные направления научных исследований, а также цели и задачи диссертационной работы.
При решении отдельных задач поставленной проблемы автор получал консультации и помощь при проведении лабораторных, промысловых работ и внедрении новых разработок от М.К.Рогачева, В.Н.Нюняйкина, А.А.Медейко, Н.Л.Пелевина, Л.В.Семеновой, Н.Н.Алькина, Н.С.Ленченкова и др. Автор приносит им сердечную благодарность.
Состав и основные коллекторские свойства продуктивных нефтяных пластов
В геологическом строении месторождения принимают участие осадочные породы мезо-кайнозойского возраста. Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями. Промышленная нефтеносность выявлена в 18 продуктивных пластах юрского (пласты ЮВі и ЮВі ) и мелового возраста (пласты БВ21-22, БВго, БВі9, БВю, БВ8, БВ7, БВ2, БВЬ БВ0, АВ8, АВ7, АВ6, АВ4.5, АВ2.3, ABi3, ABi1"2). Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВб-7, АВ4-5, АВ2-з, ABi и сеноманском ярусе.
Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов ABi, АВ2-3, АВ4.5 составляет соответственно 1680, 1700 и 1750м, горизонтов BBg и БВю соответственно 2100 и 2200м. Пласт ЮВ представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 6,9 до 23м. Максимальная высота залежи 62м. Тип залежи пластово-сводовый. Проницаемость песчаников от 0,006 до 0,085 мкм , коэффициент пористости в средне м по залежи составляет 17,2% [168]. 1. Система разработки месторождения - блоковая трехрядная; площадная семиточечная. 2. Балансовые запасы 47,99 млн.т - КИН - 12,8%. Извлекаемые запасы -17,37 млн. т. Отбор от НИЗ 37,21%. Накопленная добыча 6,61 млн.т. ТИЗ - 11,16 млн.т. Темп отбора от НИЗ - 2,7 от ТИЗ - 4,13. Обводненность — 68,3%. 3. Добыча нефти механическим способом составляет: - Установками ЭЦН - 51,8% от общей добычи по пласту; - Установками ШСН - 36,2%; - Струйными насосами - 9,2%; - Газлифтными установками - 2,8%. 4. Текущее пластовое давление в зоне отборов составляет 23,7 МПа. (начальное Рпл=24,5 МПа). Продуктивная толщина горизонта БВю представлена монолитными песчаными телами и тонким чередованием песчано-алевролитовых пород. На 78,7% площади месторождения пласт БВю представлен тонким чередованием и монолитными песчаниками линзовидной формы (до 2-Зм). Размеры залежи 40x21 км, высота - 144м, эффективная толщина - 7,9м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном. В толще пласта БВю выделяется два пласта: верхний БВю и нижний БВю
Пласт БВю в северной части представлен нефтенасыщенными тонкослоистыми песчаниками, в центральной и южной частях залежи замещается преимущественно плотными породами с редким чередованием отдельных водонасыщенных пропластков и линз. Коллекторы пласта БВю1"2, к которым приурочены основные запасы горизонта, распространены в свою очередь в центральных и южных частях залежи. Проницаемость песчаников от 0,012 до 0,165 мкм , коэффициент пористости в среднем по залежи 23,1%, нефтенасыщенность 0,57, удельная продуктивность по пласту БВю(0) - 0,194 т/(сут ат м), по пласту БВю " - 1,48 т/(сут ат м). 1. Система разработки объекта - блоковая трех или пятирядная. Для усиления воздействия на низкопродуктивные зоны пласта уточненным проектом разработки (1991г.) было принято решение о формировании однорядных систем воздействия. Дополнительные линии нагнетания расположены параллельно существующим линиям и усилены очаговыми скважинами. Плотность сетки скважин: проектная 25,9; действующего фонда скважин 87,7 га/скв. Соотношение действующего фонда нагнетательных скважин к действующему фонду добывающих скважин проектное 1:3,2. Фактически на 01.01.01г. это соотношение составило 1:3,9. 2. Уточненный проектный фонд добывающих скважин - 1472 скв., нагнетательных - 563 скв., резервных - 231 скв. Всего 2266 скв. Пробурено добывающих 1241 скв., нагнетательных - 467 скв., резервных - 63 скв. Всего - 1771 скв., т.е. 78,2% от уточненного проектного фонда. Добыча нефти механическим способом составляет: - установками ЭЦН - 45,4% от общей добычи по пласту; - установками ШСН - 36,3%; - струйными насосами - 9,4%; - газлифтными установками - 8,7%.
Анализ выработки запасов нефти показал, что в первую очередь выработке были подвергнуты запасы наиболее высокопродуктивных интервалов разреза, которые к настоящему времени практически истощены. Вместе с тем, извлечение даже таких запасов происходило в неблагоприятных условиях. Объем закачиваемой воды более чем в два раза превысил отбор жидкости. Закачка воды осуществлялась в ограниченное число скважин, с повышенными значениями приемистости, что еще более ухудшило структуру остаточных запасов нефти [166].
Для повышения эффективности разработки объекта планируется широкое внедрение методов интенсификации добычи нефти в активно дренируемых зонах и проведение комплекса мероприятий по вовлечению в разработку ранее не дренируемых запасов нефти - за счет ГРП, ТГХВ, бурения горизонтальных скважин, зарезки боковых горизонтальных стволов в простаивающих скважинах и т.д. 4. Текущее пластовое давление в зоне отборов составляет 22,0 МПа (начальное Рпл=21,6 МПа). Горизонт БВа на месторождении разделен на три пласта: БВ8 , BBg и BBg3. Среди выделенных пластов уверенно выделяется лишь пласт BBg0. Пласт BBg" по площади частично представлен двумя четко выраженными пачками, а пласт BBg присутствует в песчаной фракции как самостоятельный пласт лишь на ограниченной площади. Нефтенасыщенная толщина 17,3м. Размеры залежи БВ8 - 43x27 км, высота 155м, нефтенасыщенная толщина -4,3м. Проницаемость песчаников 0,362...0,506 мкм , коэффициент пористости в среднем по залежи 24,1%, нефтенасыщенность варьирует от 0,579 по пласту БВ83 до 0,736 по пласту BBg1"2, удельная продуктивность по пласту БВ8 -0,193, по пласту БВ8" - 1,52т/(сут ат м). 1. Система разработки пласта БВ8 блоковая трех- и пятирядная, с самостоятельной сеткой скважин на пластах БВ8 , БВ8" , БВ8 , с площадной системой воздействия (кроме пласта БВ8 ). В зонах низкой продуктивности была релизована площадная семиточечная система размещения скважин. Плотность сетки расположения скважин: проектная (добывающие и нагнетательные) 20,9 га/скв., действующего фонда 55,5 га/скв., эксплуатационного фонда с консервацией 27,2 га/скв. Проектное соотношение действующего фонда нагнетательных скважин к действующему фонду добывающих скважин 1:3, фактическое соотношение составило 1:3,1. 2. Балансовые запасы 1369398 млн. т - КИН - 60,4%. Извлекаемые запасы 864 989 млн. т. Отбор от НИЗ - 97,02%. Накопленная добыча - 839 236 млн. т. ТИЗ - 25 697 млн. т. Темп отбора от НИЗ - 0,37, от ТИЗ - 11,04. Обводненность - 96,1%. 3. Уточненный проектный фонд добывающих скважин - 2673 скв., нагнетательных - 939 скв., резервных - 271 скв. Всего 3883 скв. Пробурено добывающих 2360 скв., нагнетательных - 855 скв., резервных - 127 скв. Всего 3342 скв., т.е. 86,1% от уточненного проектного фонда. Добыча нефти механическим способом составляет: - установками ЭЦН - 66,2% от общей добычи по пласту; - установками ШСН-16,8%; - газлифтными установками-16,8%.
Методика диагностирования работы скважин с установками ЭЦН с использованием последовательных процедур Вальда
В практике добычи нефти часто приходится сталкиваться с решением задач по ограниченному числу исходных данных. Одной из таких задач -является оптимизация работы скважин. Правильный выбор оборудования, режима его работы применительно к конкретным условиям эксплуатации нефтяных месторождений позволяет увеличить межремонтный период работы добывающих скважин и объем добычи нефти. Реализация подобных задач возможна несколькими методами. Одним из таких методов распознавания образов является последовательная диагностическая процедура. В основе ее лежит метод последовательного анализа, разработанный Вальдом [132]. Последовательная диагностическая процедура имеет ряд преимуществ. Она может быть использована при разных распределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и выработать основные направления увеличения эффективности процесса.
Метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах наблюдений. Последовательность расчетов при данном методе следующая: 1) выбираются признаки, которые влияют на процесс и определяется информативность этих признаков; 2) составляется диагностическая таблица, по которой производится прогноз (распознавание). Алгоритм процедуры Вальда состоит из двух частей. Первая часть задачи - определение информативности признаков и построение диагностической таблицы. Рассмотрим это на примере. Пусть имеется две группы объектов А и В и общий для них какой-либо признак. Если в дифференцируемых состояниях объектов А и В этот признак отличается для каждой группы объектов, то значит он информативен, т.е. по этому признаку можно отличать объекта группы А от объектов группы В. Если же признак неинформативен, то такое отличие по этому признаку сделать не удается.
Предварительный отбор информативных признаков производится с помощью критерия Вилкоксона-Манна-Уитни. Анализ по этому критерию заключается в подсчете нарушений расположения чисел по сравнению с идеальным. Одним нарушением (инверсией) считается такое расположение, когда перед некоторым числом первого столбца стоит одно число второго столбца. Если же стоят два числа, то две инверсии и т.д. После этого максимальное число инверсии (расчетное) сравнивается с табличным значением. Если фактическое число инверсии больше табличного, то признак считается информативным, т.е. различия между группами наблюдений можно считать значительными.
После того, как по непараметрическому критерию определены информативности признаков, отбираются малоинформативные признаки и осуществляют переход к расчету информативности по более сильному методу Кульбака.
Диапазон изменения признака разбивается на интервалы и подсчитывают число наблюдений из группы А и В, попавших в данный интервал, т.е. частоты данного признака. Затем вычисляют относительные частоты в процентах, принимая за 100% сумму частостей А во всех диапазонах и такую же сумму частостей .
Сбор диагностической информации и перемножение отношений вероятностей признаков продолжают до тех пор, пока справедливо данное неравенство, т.е. пока не достигнут "порог А" или "порог В". Как только достигнут один из порогов, последовательную процедуру останавливают и принимают решение: осуществлять или нет данный метод воздействия в зависимости от того, какой порог достигнут. Если при использовании всей имеющейся диагностической информации порог не достигнут, то считается, что для принятия решения информация недостаточна, т.е. имеем неопределенный ответ.
Расчеты по определению уровня влияния отдельных факторов на показатели работы скважин с установками ЭЦН начали с определения числа действующих факторов. Всего с учетом сведений о конструкции скважин, установок ЭЦН, параметрах ПЗП, составе и свойствах продукции в анализе участвовало около 20 факторов [1, 4, 7]. Для группы скважин работающих с осложнениями были проведены статистические расчеты по определению информативности параметров влияющих на продолжительность наработки УЭЦН на отказ. В качестве критерия разделяющего эффективно работающие скважины взято время безотказной работы УЭЦН равное 260 суткам. По этому критерию скважины были разделены на две группы: А и В.
Краткая характеристика алгоритма расчетов по подбору и оптимизации режима работы УЭЦН в скважинах
Глубина спуска ЭЦН в скважину определяется по кривым изменения давления в стволе скважины. Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме [25-29, 147]. В литературе приводятся различные значения величины допустимого содержания свободного газа у приема насоса. При газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7.. .20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса. Как показали специальные исследования, величину предельного газосодержания можно довести до 50...60% (при давлении у приема насоса Рпр=3...4МПа). Отсутствие однозначных количественных ограничений на величину газонасыщенности у приема ЭНН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считает, что снижение напора при попадании свободного газа в насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. П.Д.Ляпков считает [79], что присутствие в насосе свободного газа ухудшает обтекание газожидкостной смесью лопаток рабочего колеса и направляющего аппарата. В одной из работ причиной вредного влияния газа на работу насоса считается нарушение энергетического обмена между рабочим колесом и перекачиваемой смесью [42]. Поэтому наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30...40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса [40]. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10...15%.
При выполнении расчетов определение глубины подвески насоса обычно выполняется для 2...3 вариантов конструкции установок. Для них же выполняются и все остальные расчеты. При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения давления по РЖТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН.
Для построения напорной характеристики скважины задаются несколькими значениями дебита (5...6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q=f(H) строится линия развиваемого пластом напора Нскв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН [30,31]. Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН рекомендуется осуществлять в зависимости от дебита скважины: дебит по жидкости, м /сут менее 150 150...300 Более 300 внутренний диаметр НКТ, мм 50,3 62 76 Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных насосов По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии [79, 92, 93, 97, 98] 0,6 Qx/QBOITr l,2 , (3.7) где Qu.oirr- подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде.
На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа [55-58, 130, 131].
Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов [31]. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность [101, 104, 106]. В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м /с); г э = МРвн, (3.8) где Оэ - кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Пас; рвн - средняя плотность скважинной продукции в каналах рабочих органов насоса, кг/м [37] BHH"HB"B \ J где р„ и рв - соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины. Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов KH Q =H/HB = Q/QB и (ЗЛО) кл=л/лв, (3.11) где Нв, QB, Г(В - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, п. - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости. Коэффициенты KH,Q И КЦ зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса 0,274 , 4,3 + 0,816-n Q Гп ReH= 0 75 flQ (ЗЛ2) ns V в. опт где ns - коэффициент быстроходности ступени насоса Пі - частота вращения вала насоса, 1/с, п =193-n .QO.S .fe.Hbwa.j-O.TS (3дз) s l zH где QBOOT- подача насоса на воде в оптимальном режиме, м3/с; Нвопт- напор насоса на воде в оптимальном режиме, м; Z# - число ступеней насоса.
Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды на свойства эмульсии может быть следующей. 1. Определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают вязкость эмульсии. 2. Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе. 3. Задаваясь рядом Q/QB.OUT, а затем определив по фактической водной характеристике Qu.om-, находят Q\ = (Q/QB.orrr)QB.onT в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/QB.OHT) 4. Для полученных значений Qj по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Hi. 5. Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 с"1. 6. По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/QB.OIIT=1) находят значение коэффициента KH,Q для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений KH,Q выбирают меньшее. 7. Находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии. 8. По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса и затем уточненное значение KH,Q. Эти операции по уточнению коэффициента KH,Q осуществляют до тех пор, пока последующее значение KH,Q не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02. 9. По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению KH,Q и значению Q=QB.oirr определяют величину коэффициента Кл опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие.
Постановка задач моделирования
Скважину обычно представляют как канал связи между нефтяным пластом и наземным оборудованием. Данный канал необходим для доставки пластовых жидкостей на поверхность. Физическое описание скважины -вещь достаточно сложная. Для оптимизации производительности в целом системы пласт-скважина требуется проведение серьезного инженерного расчета. Оптимальная производительность этой системы должна соответствовать достижению максимального технико-экономического эффекта всего процесса эксплуатации скважины.
При функционировании скважины зона отбора нефти пласта (т.е. ПЗП) играет большую роль. Скважина, совмещенная с зоной пласта, дренируемой данной скважиной, обычно называется нефтегазовой производительной системой пласт-скважина (СПС). СПС состоит из следующих основных компонентов: - продуктивного пласта (пористой среды), - устройства фильтровой части ствола скважины (перфорационные каналы), - систем механизированной добычи - насосы, фонтанные и газлифтные подъемники.
В СПС жидкость поступает из зоны дренирования пласта. При этом установившийся приток жидкости имеет место только при согласовании режима фильтрации жидкости непосредственно в ПЗП и объемной производительности газожидкостного подъемника. Основными параметрами, по которым происходит согласование режимов работы пласта и подъемника, являются дебит скважины и производительность ЭЦН. Предполагается, что при длительной эксплуатации системы нарушений установившегося режима ее работы не происходит. Поэтому можно допустить, что причиной рассогласования режимов работы пласта и скважины будет либо естественный износ рабочих органов ЭЦН и снижение его производительности, либо падение коэффициента продуктивности скважины в результате физико-химических процессов взаимодействия поверхности каналов фильтрации с пластовыми флюидами [85]. При изменении режима работы системы пласт-скважина необходимо вновь проводить оценку добычных возможностей скважины и согласование этого нового режима работы пласта с режимом работы ЭЦН [63, 69]. К сожалению, динамика режимов работы пласта и ЭЦН отличается друг от друга. Характеристикой пласта обычно является индикаторная линия с поправками Вогеля [64]. Характеристикой ЭЦН является его паспортная характеристика с пересчетом рабочих параметров насоса - производительности и развиваемого напора на состав и свойства продукции скважины.
Соотношение забойного давления с дебитом (индикаторная линия) определяется как функциональная зависимость между производительностью и давлением на забое скважины. Производительность, соответствующая минимально возможному давлению на забое скважины называется теоретическим дебитом скважины. А производительность при забойном давлении, равном пластовому давлению, равна нулю.
В процессе бурения и заканчивания или ремонта скважины с предварительным глушением пласта проницаемость породы вблизи ствола скважины может быть изменена. Эта зона измененной проницаемости обычно называется поврежденной зоной. Вторжение фильтратов различных растворов, механических частичек и наличие свободного газа в ПЗП - вот некоторые из причин, вызывающих снижение проницаемости пород ПЗП [53, 54, 60]. Тем не менее, удачная стимуляция скважины - кислотная обработка, ГРП или форсирование отбора жидкости из пласта приводят к значительному улучшению проницаемости вблизи скважины, уменьшая величину скин-фактора [70]. Скин-фактор, определяемый при исследовании скважины, отражает любой физический или механический процесс, ограничивающий приток жидкости из пласта в скважину [80]. Наиболее часто встречающиеся причины таких ограничений помимо повреждения породы, — это гидродинамическое несовершенство скважин по степени и характеру вскрытия пласта, искусственная кольматация перфорационных отверстий и турбуленция жидкости вблизи перфорационных каналов. Весь этот скин, возникающий помимо повреждения породы, чаще всего называют «псевдоскином». Необходимо отметить, что суммарный скин, включая турбуленцию, может составлять 100 или даже больше в скважинах с ухудшенными фильтрационными параметрами пород ПЗП. Тем не менее минимальный скин-фактор в скважинах после интенсивной стимуляции составляет (т.е при условии восстановления фильтрационных параметров пород ПЗП) приблизительно 5.
Описание алгоритма расчетов по моделированию совместной работы пласта и скважин на различных режимах их работы С практической точки зрения значительный интерес представляют расчеты притока газированной жидкости к скважине при одновременном поддержании пластового давления посредством заводнения. Исследования показывают, что при таком способе интенсификации добычи достигается большой технико-экономический эффект [72]. При эксплуатации на указанных режимах вокруг скважин существуют области, в которых течет газированная жидкость, а вне этих областей - однородная.
Примем границу, отделяющую область течения газированной, жидкости от течения однородной, за окружность радиуса к, концентрическую к скважине, и будем считать, что в области пережатой жидкости существует круговой контур питания радиуса гК, на котором давление постоянно [21, 22, 24, 32]. При этих предположениях легко вычислить индикаторную кривую, т.е. зависимость дебита от депрессии при понижении забойного давления ниже давления насыщения.
