Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ эксплуатации добывающих скважин . 7
1.1 Причины отказов в работе механизированного фонда скважин . 7
1.2 Влияние песка в продукции на процесс добычи. 20
1.3 Способы прогнозирования пескопроявления. 24
1.4 Современные технологии эксплуатации скважин с мехпримесями в продукции. 27
1.5 Выводы. 43
2. Исследование состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные коллектора . 44
2.1 Анализ количественного и минералогического состава твердой взвеси, находящейся в продукции скважины .
2.2 Механические свойства горных пород. 54
2.3 Разрушение продуктивных коллекторов. 62
2.4 Выводы. 69
3. Моделирование выноса твердой взвеси в скважину . 70
3.1 Перенос механической взвеси по стволу скважины. 70
3.2 Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в ПЗС 74
3.3 Модель переноса твердой взвеси в продуктивном коллекторе. 84
3.4 Выводы. 91
4. Разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции .
Заключение. 100
Список использованных источников. 102
- Причины отказов в работе механизированного фонда скважин
- Анализ количественного и минералогического состава твердой взвеси, находящейся в продукции скважины
- Перенос механической взвеси по стволу скважины.
- Разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции
Введение к работе
Актуальность проблемы
Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу. Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Скважины, оборудованные данным типом установок, как правило, характеризуются наиболее экстремальными режимами работы - высокие дебиты по жидкости и депрессии на пласт, значительные темпы изменения забойного давления в процессе вывода на стационарный режим.
Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия. Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны. Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ.
Цель работы
Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса.
Основные задачи исследований
Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции. Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.
Исследование состава и свойств находящейся в продукции скважин твердой взвеси и влияние их характеристик на работоспособность скважинного оборудования.
Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде.
Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости.
Методы решения поставленных задач
При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами. При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин.
Научная новизна
Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора (К).
Уточнен механизм транспортировки твердой взвеси по стволу скважины в интервале «перфорация - прием насоса». Доказано данными промысловых исследований, что вся масса твердых частиц, выносимых на забой скважин, способна транспортироваться до приема при режимах отбора жидкости любым типоразмером электроцентробежного насоса.
Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины. Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность. Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.
Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых
значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса.
Основные защищаемые положения
Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора (X).
Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы электроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости.
3. Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через
пористую среду.
4. Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей.
Практическая ценность
Разработанные рекомендации по расчету режимов работы скважин в настоящее время применяются в следующих предприятиях - операторах добычи нефти: ОАО «Самаранефтегаз», ООО «Сибнефть-Хантос». Их промышленное использование позволило значительно снизить концентрацию взвешенных частиц в продукции ряда скважин, тем самым повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин. В результате реализации разработанных рекомендаций на Приобском месторождении в промысловых условиях получено дополнительно 15000 т нефти, со снижением себестоимости нефти на 2.7%.
Апробация работы
Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. академика М.А. Усачева «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск: ТПУ, 2002); техническом совещании в ООО «Нефтехимсервис - Самара» (г. Самара, 2005 г.); Международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения» (г. Самара: СамГТУ, 2006 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК. Три статьи опубликованы без соавторов. В работах,
опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, участие в теоретических и промысловых исследованиях, обобщение полученных результатов.
Объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы. Список использованных источников включает в себя 102 наименования.
Причины отказов в работе механизированного фонда скважин
В связи с возрастающим объемом потребления энергоносителей, вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. Но по мере разработки месторождений пластовая энергия истощается, увеличивается обводненность продукции, уменьшается относительное содержание газа в добываемой нефти. Это приводит к невозможности эксплуатации скважин наиболее дешевым фонтанным способом и необходимости массового перевода фонда на механизированную добычу.
При эксплуатации скважин с помощью УЭЦН высокие уровни добычи нефти достигаются путем форсирования отборов жидкости - применения высокопроизводительного насосного оборудования. Современные УЭЦН, выпускаемые Российскими насосными заводами (Алнас [2], Борец [3] и т.д.), обеспечивают подачу в рабочих зонах от 18 до 1300 м3/сут, зарубежные аналоги - Centrilift компании Baker Hughes [4] и Reda от Schlumberger [5] - до 1200 баррелей/сут (3000 м3/сут) при напорах до 2000- 2500 м. Альметьевский насосный завод по специальному заказу может изготовить насосы с напором до 3000 м. Таким образом, вьшускаемый модельный ряд УЭЦН обеспечивает практически любые потребности проектных дебитов добывающих скважин. Развитие использования электроцентробежных насосов на промыслах РФ (см. рис. 1.2) связано со следующими причинами [80]: создание и расширение стандартизированного нормального ряда собственных погружных насосов (15 модификаций в 50-е годы XX века, 45 модификаций в 70-е); межремонтный период скважин с УЭЦН в 2-f-3 раза выше, чем у скважин, оборудованных штанговыми насосами; себестоимость нефти, добытой УЭЦН намного ниже себестоимости нефти при эксплуатации ШГН. 1980 годы Ідоля способов эксплуатации ко всей добыче, % Идол фонда, %
В связи с тем, что одним из основных механизированных способов эксплуатации добывающих скважин является применение УЭЦН, становится актуальным проведение анализа отказов в работе скважин, оборудованных подобными установками. Прежде чем перейти к рассмотрению вопроса надежности работы установок ЭЦН необходимо дать определение отказа скважины. Под отказом скважины, эксплуатируемой механизированным способом, будем понимать любую ситуацию, требующую внепланового подъема насосного оборудования на поверхность. При этом исключим из рассмотрения отказы наземного оборудования, устраняемые без подъема погружного агрегата (отказы устьевой обвязки скважины, манифольда и т.д.).
Определение причин отказов УЭЦН и виновных в них служб, как правило, проводиться в два этапа. Первый этап: непосредственно после остановки скважины фиксируется внешняя причина остановки - отсутствие подачи или ее недопустимое снижение, отключение установки минимальной или максимальной защитой и т.д. Второй этап: ревизия оборудования после подъема установки на поверхность. Здесь выявляются отказавшие узлы, элементы или группа узлов.
Сведения об отказах можно разделить на следующие группы: отказы центробежного насоса; отказы погружного электродвигателя и гидрозащиты; электропробой кабельной линии; отказы по эксплуатационным и геолого-техническим причинам.
Под эксплуатационными причинами понимается довольно широкий спектр отказов: засорение приема и рабочих органов насоса; абразивный износ колес и направляющих аппаратов из-за мехпримесей; коррозия установки; запарафинивание лифта; отложение солей на рабочих органах насоса. Сюда же отнесены отказы, вызванные использованием некачественных комплектующих, ошибками при монтаже и эксплуатации оборудования (так называемый «человеческий фактор»). К геолого-техническим относятся ремонтно-изоляционные работы, мероприятия по восстановлению продуктивности скважины и т.п.
Слом, а также заклинивание вала центробежного насоса, происходит по двум основным причинам: механическое разрушение деталей насоса (непосредственно вала, пяты выла; рабочих колес) из-за некачественных комплектующих; наличие инородного твердого тела в полости насоса (содержащаяся в перекачиваемой жидкости мехвзвесь), что приводит к созданию большого крутящего момента на валу. Эта же причина может вести и к электропробою в изоляции ПЭД.
Из 5.7%о отказов по вине гидрозащиты в 5.3% причиной явился резиновый мешок (пропуск через торцевое уплотнение и потеря герметичности), что говорит, скорее всего, о несовершенстве его конструкции. Доля ремонтов в 3.3%, приходящаяся на лифт и наземное оборудование, объясняется не их низкой надежностью, а сложным финансовым положением предприятий в анализируемый период и, как следствие, отсутствием средств на своевременную замену отслуживших свой срок узлов и деталей.
Значительное количество отказов, связанных с «человеческим фактором», требует улучшение входного контроля как за качеством поставляемого оборудования, так и за работой сервисных предприятий, обеспечивающих подготовительно-заключительные работы и ремонт скважин.
Анализ количественного и минералогического состава твердой взвеси, находящейся в продукции скважины
Для определения минерального состава кристаллических материалов, в т.ч. находящихся в добываемой из скважин жидкости, достаточно часто применяется рентгеновская дифракция - точная и мощная аналитическая техника. Рентгеновский дифрактометр генерирует рентгеновские лучи внезапным замедлением быстро двигающихся частиц путем бомбардировки кобальтового источника разогнанными электронами. Испускаемые рентгеновские лучи обладают очень дискретной характеристикой волновых длин кобальта. Эти рентгеновские лучи фильтруются и фокусируются на исследуемом образце.
Под некоторым углом 0 часть рентгеновских лучей рассеивается слоем атомов на поверхности. Не рассеянная часть луча проникает ко второму слою атомов, где снова часть лучей рассеивается, после чего оставшаяся часть проходит на третий слой. Суммарным эффектом этого рассеивания от равномерно разнесенных центров кристалла является дифракция луча, что очень похоже на видимое дифрагирование излучения отражательной решеткой. Технология рентгеновской дифракции использует закон Брэгга (уравнение Вульфа-Брэгга) где 0 - угол падающего луча; п - целое число; X - рентгеновская длина волны; d межплоскостное расстояние кристалла.
Вращая образец относительно датчика, можно получить дифракционную картину образца. Каждый кристаллический состав имеет свою собственную уникальную дифракционную картину или спектр. Поэтому, их наложением на дифракционную картину образца исследуемого материала можно сделать полуколичественный анализ составов образца. Подобные исследования позволяют установить причину появления мехвзвеси в продукции скважины. Так, например, результат дифракционного исследования подтвердил коррозионный характер загрязнения скв. 189 СЛТ Приобского месторождения (ОАО «Юганскнефтегаз»), где произошла полная забивка проходного сечения НКТ диаметром 2.5". Отложения представляли собой черные комки смеси, состоящей из нефти, воды, мелкодисперсных фракций, зерен и волокон, имеющие слабый нефтяной запах наподобие гуталина (см. рис. 2.1). Лабораторные исследования показали, что магнетит (ржавчина) составляет большую часть отложений, фракционный состав которых (в % вес.) представлен ниже: магнетит Рез04 (ржавчина) - 67.3% (83% меньше 150 микрон); вода/нефть - 20.5% (включает некоторое количество очень мелкодисперсного медного и черного материала, приблизительно 2ч-5 % веса); кварц- 12.0%; волокна - 0.2 %; проппант (15 -20 целых зерен в 40-граммовом отложении) - 0.1 %; медь - не поддающиеся замеру следы. Результат фракционного анализа мехвзвеси из скв. 189 приведены ниже: более 150 микрон (магнитный): магнетит 90- -95% + кварц 5-н10%; более 150 микрон (немагнитный): кварц 95- 100%; менее 150 микрон (магнитный): магнетит 90 -95% + кварц 5-Ї- 10%; менее 150 микрон (немагнитный): кварц 95-И 00%. Результаты дифракционного рентгеновского анализа 55 образцов мехвзвеси, отобранной из продукции добывающих скважин различных нефтяных месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» (СЛТ Приобского мест-я, Приразломное, Усть-Балыкское, Мало-Балыкское, Южно-Сургутское), а также гранулометрический состав этих образцов приведены на рис. 2.2 и 2.3 соответственно. Следует отметить, что пробы отбирались из скважин как стимулированных гидроразрывом, так и без ГРП. Этим, а также низким качеством подготовки некоторых скважин к ремонту, объясняется наличие частиц размером более 1 мм (10.2%). Фотографии анализируемых частиц приведены на рис. 2.4.
Данные гистограммы из рис. 2.2 свидетельствуют, что более 30% всех мехпримесей, находящихся в продукции скважин, составляют частицы породы коллектора. Сопоставимые доли приходятся на магнетит (ржавчина) - продукты коррозии и частицы проппанта: соответственно 18.8% и 16.4%о. Среднее значение медианного диаметра частиц (из гистограммы рис. 2.3) составляет 0.142 мм, а 82% частиц имеют размер менее 0.6 мм.
Гранулометрический состав пород пластов СЛТ Приобского месторождения Основными породообразующими минералами рассмотренных продуктивных пластов являются кварц и полевые шпаты с некоторым преобладанием полевых шпатов. Цементируются породы в основном глинистым материалом хлоритового состава с примесью гидрослюд и каолинита.
Пласты СЛТ Приобского месторождения отличаются достаточно высокой неоднородностью, как по площади, так и по разрезу и представлены преимущественно переслаиванием различных типов пород (песчаников, алевролитов, аргиллитов, аргиллитоподобных глин, плотных песчаников и алевролитов с базальным карбонатным цементом) и монолитными песчаниками. Литологичсски породы коллектора представлены промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами со спорадическим преобладанием то одних, то других. Коллекторами являются в основном крупнозернистые алевролиты с преобладающим размером обломков (медианный диаметр) 0.054-0.08 мм и мелкозернистые песчаники с преобладающим размером зерен 0.12+0.16 мм.
Таким образом, из проведенного минералогического анализа можно сделать вывод, что все твердые частицы, находящиеся в продукции скважины, можно разбить на следующие основные группы: твердые взвеси, оставшиеся в стволе скважины после проведения ремонта по причине недостаточного контроля за качеством жидкости глушения; образующиеся в результате коррозии внутрискважинного оборудования; проппант, оставшийся в скважине и выносимый из ПЗС, после проведения гидроразрыва пласта (ГРП); попадающие в скважину из призабойной зоны частицы разрушенного продуктивного коллектора.
Для условий Приобского месторождения сравнение результатов гранулометрического анализа мехвзвеси из продукции скважин и образцов керна показало соответствие линейных размеров (медианных диаметров) основной части статистического распределения. Аналогичные результаты получены при сравнении подобных распределений для других месторождений Среднего Приобья: ЮЛТ Приобского мест-я, Приразломное, Усть-Балыкское, Мало-Балыкское и др. Это позволяет предположить, что выносимые из пласта в скважину частицы породы, слагающие коллектор, в основной своей массе не подвергаются разрушению. 2.2 Механические свойства горных пород
Механические свойства горных пород заключаются в способности реагировать на внешние воздействие изменением размеров, формы и целостности. Данные свойства относятся к базовым техническим характеристикам, используемым в инженерных расчетах при прогнозировании и контроле физических процессов горного производства, контроле состояния массивов горных пород, изучении и моделировании физических процессов разработки месторождений.
Перенос механической взвеси по стволу скважины.
Анализ современного состояния проблемы транспортирования мехвзвеси по стволу скважины показывает, что нет единого мнения о влиянии режимов течения и показателей реологических свойств флюида на данный процесс [72-73]. Заключения о влиянии реологии на выносную способность противоречивы, а механический принцип относительности, широко используемый для расчета скорости восходящего потока ньютоновских жидкостей, нуждается в экспериментальной проверке. Таким образом, отсутствуют формализованные представления о процессе гидротранспорта мехвзвеси по стволу скважины и научно-обоснованные рекомендации по выбору технологического режима работы скважины исходя из возможности выноса твердых частиц.
Скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания этих частиц в движущемся потоке скважинной жидкости. Рассмотрим процесс движения частиц в сплошном потоке жидкости. Примем, что механические частицы поступают в скважину постоянно, а дебит скважины не изменен. Так же ограничимся рассмотрением участка скважины «забой - прием насоса (башмак ГКТ)».
Частица, падающая под действием силы тяжести, будет увеличивать свою скорость до тех пор, пока сила сопротивления среды не уравновесит силу тяжести. Затем частица будет продолжать падение равномерно, с постоянной скоростью, которая и называется скоростью осаждения со.
Из (3.5) следует, что скорость осаждения частиц в любой жидкости зависит от коэффициента сопротивления обтеканию. Величина С/, в свою очередь зависит от режима движения и находится в сложной взаимосвязи с критерием Рейнольдса (Re), включающим искомую скорость. В работе [91] предлагается способ отыскания С/ как функции числа Рейнольдса (см. рис. 3.1). Для использования зависимости из рис. 3.1 необходимо применить метод последовательных приближений, т.е. задавшись режимом течения, определить скорость осаждения. Затем выполнить пересчет критерия Рейнольдса и проверку выбранного режима течения. По новому значению числа Рейнольдса пересчитать коэффициент сопротивления и, по (3.5) определить скорость осаждения. Итерации прекращают при получении удовлетворительной сходимости результатов.
Коэффициент сопротивления среды при осаждении шарообразной частицы в ламинарном потоке рассчитывается по формуле По приведенному выше алгоритму проведена оценка максимального диаметра частиц, способных быть вынесенными восходящим потоком добываемой жидкости в интервале «забой - прием насоса (башмак НКТ)». Результаты представлены в виде графика на рис. 3.2.
Как было показано в разделе 2, основная масса выносимых из частиц имеет медианный диаметр не более 0.1 мм. Поэтому на основании выполненных расчетов (см. рис. 3.1) можно предположить, что скважина, оборудованная практически любой установкой ЭЦН (вплоть до минимальной производительности ЭЦН-18-1200), способна транспортировать основной объем мехчастиц с забоя до приема насоса. Имеется ввиду скважины, эксплуатирующие месторождения Западной Сибири со средней вязкостью нефти 2 мПа-с. Максимальный размер частиц, способных быть поднятыми до приема насоса составляет 0.6 мм. С повышением вязкости жидкости ее несущая способность улучшается. Для примера на рис. 3.1 приведены результаты расчетов для вязкости жидкости 10 мПа-с. Видно, что максимальный размер частиц в данном случае увеличился до 1.6 мм.
Рассмотрим призабойную зону скважины, представляющую из себя пористую среду, как осесимметричныи изотропный цилиндр бесконечной длины. Давление насыщающего коллектор флюида будем считать функцией двух переменных - времени и расстояния до скважины: p = /(t,r). Тогда изменение давления во времени и пространстве при течении упругой жидкости в упругой пористой среде можно найти из решения уравнения пьезопроводности [87]: 1 фМ і р р« d2p(t,r) d2p{t,r) ( 1 dp(t,r) (38) X dt dt2 дг2 г дг t 0; RCKB r RK. Здесь: р - давление, % - коэффициент пьезопроводности, р - плотность жидкости; р -упругоемкость системы; t - время, г - полярная координата. Выражение (3.8) учитывает влияние сил инерции, с которыми связано второе слагаемое левой части уравнения. В качестве начального условия для задачи используем некое начальное распределение давления в ПЗС р(0,г)=р(г) (3.9) Поскольку уравнение (3.8) учитывает силы инерции, то логично распространить это требование и на его граничные условия. В работах [5, 63] закон фильтрации Дарси предлагается записывать в виде уравнения движение с учетом сил инерции p. + -.v = -gradp dt к на базе которого сформулируем первое граничное условие для задачи (3.8) - условие на притока жидкости в скважину: Зо + Ц.и = М кв]. (3.10) St к дг Здесь р - вязкость жидкости; и - скорость потока; к - коэффициент проницаемости пористой среды. В качестве второго граничного условия используем предположение о постоянстве давления на контуре питания RK: p(t,RK)=PnJI. (3.11) Уравнение (3.8) требует два начальных условия. Предположим, что в начальный момент времени достаточно долго давление в любой точке призабойной зоны скважины равно пластовому: р(0,г)=Рпл; (3.12) = 0. (3.13) dt Начальные условия (3.10) - (3.13) справедливы для моделирования процесса эксплуатации продолжительное время простаивающей скважины. Если рассматривать повторный запуск, то необходимо учитывать начальное распределение давления по радиусу пласта р(0, г) = /(0,1-). Но даже для этого случая, с целью упрощения вычислений, будем считать условие стационарности начального распределения давления по пласту (3.13) верным. Дифференциальное уравнение (3.8) с условиями (3.10) - (3.13) выражает собой нестационарную инерционную гидродинамическую модель фильтрации упругого флюида в пористой среде в ПЗС. В случае механизированной эксплуатации скважины притекающее на забой количество жидкости должно быть равно объему, отбираемому насосом. Производительность центробежного насоса и развиваемый им напор (давление) связаны между собой гидравлической характеристикой - паспортной характеристикой типоразмера насоса, определяемой его конструктивными особенностями и выражаемой в виде графика изменения развиваемого давления как функции подачи насоса . Типичный вид такого графика представлен на рис. 3.3а. Гидравлическая характеристика строится по результатам испытания центробежного насоса на воде. Для дальнейшего моделирования требуется обратная функция: изменение производительности центробежного насоса в зависимости от развиваемого им давления. Поскольку требуется аналитическое выражение вида QHAC =/(РНАС) для снятой в заводских условиях гидравлической характеристики, то ее необходимо аппроксимировать какой-либо математической функцией. Аппроксимация в виде полинома k-того порядка нерациональна, т. к. с данным видом функций довольно трудно работать, а получаемые зависимости не обладают достаточной точностью. Кроме того, нет необходимости аппроксимировать гидравлическую характеристику во всем диапазоне производительностей.
Разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции
Практическим применением решенных в работе механико-математических и гидродинамических задач является разработка рекомендаций по эксплуатации скважин с высоким содержанием мехпримесей в продукции. Как отмечалось выше, процесс вывода скважины на стационарный режим, а также ее установившаяся эксплуатация могут сопровождаться различными осложнениями. Этому способствует множество причин, связанных как с технологией и техникой добычи нефти, так и с материально-финансовым состоянием оператора добычи, производящего эксплуатацию скважин: отсутствие необходимого типоразмера насосного оборудования и т.п.; ограничения на гидродинамический режим коллектора в призабойной зоне, связанные с потерей прочности породы и началом выноса песка.
В связи с этим требуют ответа следующие вопросы. Какова вероятность эксплуатации без осложнений скважины, оборудованной заданной компоновкой «глубина спуска оборудования - насос», отличной от рекомендованной методикой подбора, а также полученной в результате подбора по методикам, не учитывающим нестационарные гидродинамические процессы и условие прочности породы пласта? Сколько продлится освоение скважины, при каких условиях этот процесс будет оптимальным? Если невозможна непрерывная работа скважины, как рассчитать режим периодической эксплуатации?
Возникает задача об управлении процессом освоения и эксплуатации скважины. В случае оборудования скважины электроцентробежным насосом, такое управление можно осуществить регулированием [95, 96] параметров работы, целью которого является обеспечение близости текущих значений параметров системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» к их требуемым значениям.
Объектом управления является призабойная зона скважины, возмущающим (входным) воздействием - изменение давления на забое, а реакцией - приток жидкости. Одна из главных ролей в такой системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно:
1. Отслеживание реакции системы на управляющее воздействие: сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии. Реакцией системы на возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта, вследствие чего происходит измене ниє КВЧ в продукции. Значит, в качестве Y(t) можно использовать именно количество взвешенных твердых частиц в продукции. В промысловых условиях наблюдение за этим параметром может производится, например, с помощью датчика КВЧ [48].
2. Принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия. Необходимость корректировки управляющего воздействия возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс эксплуатации: превышение КВЧ предельно допустимого значения, снижение давления на забое скважины ниже предельного значения, приводящего к деструкции коллектора, и т.д.
3. Передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления. Призабойной зоной скважины воспринимается изменение давления на забое скважины, которое, в соответствии с уравнением (3.9), зависит от производительности центробежного насоса. Значит QHAC(t) можно принять за опосредованное возмущающее воздействие X(t). Это воздействие, на основе принятого решения, регулятор и должен соответствующим образом изменить до значения X (t).
Описанную систему управления можно распространить и на случай оперативной корректировки режима эксплуатации скважины, связанной с изменением режима работы залежи, таким как отключение системы поддержания пластового давления, остановка или ввод в эксплуатацию близлежащих добывающих скважин и т. д.
Другими словами необходимо иметь представление о том, какова реакция объекта управления на возмущающее воздействие и как должно измениться это воздействие в связи с полученной реакцией.
Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом эксплуатации сквалсины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции. В качестве такой функции принимается или величина КВЧ в продукции скважины или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН.
