WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Во второй главе с помощью рентгеновской дифракции нами выполнено исследование минералогического состава мехпримесей, присутствующих в добываемой жидкости (рисунок 2). Данные исследования показали, что более 30% объема мехвзвеси приходится на частицы породы коллектора. Исследовались пробы из скважин как стимулированных гидроразрывом, так и без ГРП.

Схожие статистические распределения гранулометрического состава мехвзвеси и образцов керна позволяют предположить, что потеря целостности породы коллектора происходит в основном за счет разрушения пластового цемента.

Рисунок 2. Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб продукции скважин по результатам дифракционного анализа

Рассмотрены механические свойства горных пород, слагающих продуктивные пласты. Тесты показали, что в процессе нагружения продуктивные коллектора могут выдерживать значительные деформации. Так, керны пластов Приобского месторождения при увеличении давления от атмосферного до давления разрушения уменьшали пористость общую в среднем на 9%.

Описаны стадии процесса разрушения, составляющие полный цикл разрушения горной породы: уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и непосредственно разрушение.

Рассмотрен критерий разрушения горной породы под действием внешней нагрузки с использованием известной формулы:

, (1)

где [] – предел прочности породы коллектора, МПа; – горизонтальная составляющая горного давления, МПа; – параметр пластичности Био, для большинства продуктивных коллекторов =0.7; P – давление жидкости, заполняющей поровое пространство, МПа.

Численным исследованием по формуле (1) доказано, что основным фактором, приводящим к потери коллектором механической прочности в процессе разработки месторождения, является снижение пластового давления. Выведено соотношение для минимально допустимого значения пластового давления, из которого следует, что значение Pплmin не зависит от начального пластового давления и определяется механическими свойствами коллектора. При исследовании не рассматривались пласты с аномально высоким пластовым давлением.

Основываясь на выведенном критерии прочности коллектора выполнена оценка минимально допустимого пластового давления для условий пластов Приобского месторождения. Результаты расчетов позволяют предположить о вероятности разрушения коллектора под действием горного давления: среднее значение минимального пластового давления – 7,6 МПа; среднее фактическое забойное давление в эксплуатационных скважинах – 5,1 МПа (скважины №№6707, 6680, 8822, 5111, 1134).

Оценочным расчетом было доказано, что пластовое давление флюида, не приводящее к разрушению структуры коллектора, значительно зависит от коэффициента бокового распора () – при изменении данного параметра на 15% пластовое давление уменьшается более чем на 90%. Коэффициент бокового распора является величиной, производной от коэффициента Пуассона и зависящей, в основном, от минералогического состава породы и упаковки зерен.

При этом коэффициент бокового распора по промысловым данным вычислялся по известному выражению:

, (2)

где ; pгрп – давление гидроразрыва, атм; pпл – пластовое давление, атм; m – общая пористость коллектора, д.ед.

В работе предложена модификация данного способа, заключающаяся во введении в приведенную выше формулу зависимости изменения пористости коллектора от давления гидроразрыва. Введение такого изменения позволило увеличить коэффициент корреляции между, определенным по лабораторным исследованиям и промысловым данным, который численно изменялся от 0.55 до 0.87.

Третья глава посвящена моделированию выноса твердой взвеси в ствол скважины и ее транспорту через насосное оборудование.

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. В то же время очевидно, что скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания частиц в движущемся потоке скважинной жидкости.

Рассмотрен процесс выноса песка потоком жидкости в интервале «забой – прием насоса (башмак НКТ)». Такая задача позволила оценить максимальный размер частиц, способных быть вынесенными потоком жидкости при эксплуатации скважины с помощью УЭЦН. Расчеты показывают, что при эксплуатации скважины, оборудованной центробежным насосом, поступающие из пласта твердые частицы практически любых размеров способны транспортироваться до приема насоса. Так, при вязкости жидкости 2 мПас максимальный размер поднимаемых потоком частиц составляет 0.6 мм. С увеличением вязкости жидкости ее несущая способность увеличивается: при вязкости жидкости 10 мПас максимальный размер частиц достигает до 1.6 мм.

Сформулирована гидродинамическая инерционная модель процесса фильтрации упругой жидкости в поровой среде продуктивного коллектора призабойной зоны скважины. Модель основана на численном исследовании уравнения фильтрации:

(3)

с соответствующими начальными и граничными условиями. Здесь: p – давление, – коэффициент пьезопроводности, – плотность жидкости; * – упругоемкость системы; t – время, r – полярная координата. Расчеты по модели проводились численными методами с привлечением ПЭВМ.

Анализ гидродинамической модели показал влияние силы инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упругой вязкой жидкости в осесимметричном изотропном поровом пространстве, обладающем свойствами реального нефтенасыщенного коллектора. Это связано с относительно низкими значениями коэффициента проницаемости, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися насосными системами значительных градиентов давления в прискважинной зоне.

Задача переноса твердой взвеси в продуктивном пласте может быть сведена к отысканию функции концентрации КВЧ в жидкости, насыщающей коллектор. Принято, что твердая механическая взвесь в пористой среде перемещается по механизму случайных блужданий, для описания которого можно использовать вероятностные представления, а также методы статистических испытаний. Анализ механизма миграции взвеси в потоке жидкости показывает однотипность данного процесса диффузии. С точки зрения элементарного действия диффузия есть случайное блуждание. Классическим примером задачи такого рода является задача о броуновском движении небольших частиц, взвешенных в жидкости.

Основываясь на этих предпосылках и используя уравнение диффузии, записанное с учетом времени релаксации относительно концентрации взвеси:

(4)

создана модель переноса мехпримеси в ПЗС. Здесь C – концентрация взвеси; D – коэффициент диффузии; vr – скорость распространения вещества; t – время; x –координата.

В качестве граничных применены условие поступления частиц в скважину и отсутствие изменения концентрации в границе контура питания. Решалась данная физико-математическая задача, по аналогии с гидродинамической моделью, численными методами.

Влияние наличия мехчастиц в продуктивном коллекторе на характер фильтрации флюида предложено учитывать сопряжением разработанных гидродинамической и физико-математической моделей путем введения двух дополнительных функций:

  • зависимости доли частиц, адсорбированных на поверхность порового пространства, от концентрации взвеси в жидкости. В качестве подобной функции решено использовать изотерму Лангмюра;
  • зависимости проницаемости коллектора от количества адсорбированного материала.

Алгоритм расчета КВЧ в продукции скважины сводится к следующей последовательности действий.

  1. По имеющейся фактической динамике дебита выполняется расчет поля давления жидкости в ПЗС (уточняются фильтрационно-емкостные характеристики продуктивного коллектора).
  2. Поверяется условие механического разрушения продуктивного коллектора и рассчитывается поле начальных концентраций подвижной взвеси.
  3. Рассчитывается поле концентраций мехвзвеси в ПЗС. Определяется КВЧ в продукции скважины.
  4. Определяется уменьшение проницаемости коллектора исходя из концентрации мехвзвеси.
  5. Повторение гидравлического расчета (п. 1). Настройка на фактические данные о КВЧ в продукции путем модифицирования функции проницаемости пласта от текущей концентрации взвеси и величины параметра коэффициента диффузии.

Адаптированная по приведенному выше алгоритму модель пригодна для прогноза КВЧ в продукции скважины при заданном режиме работы (дебит жидкости, забойное давление). Также с помощью данной модели можно определить время работы скважины до достижения предельно низкого пластового давления, приводящего к широкомасштабному разрушению коллектора в ПЗС.

В четвертой главе разработаны рекомендации по расчету технологических режимов работы скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции. Предложена система управления процессом эксплуатации скважин, заключающаяся в регулировании их производительности и позволяющая продолжительно эксплуатировать скважины, предрасположенные к разрушению коллектора (в том числе стимулированные гидроразрывом).

Объектом управления является призабойная зона скважины (продуктивный коллектор), возмущающим (входным) воздействием – изменение давления на забое вследствие откачки насосом жидкости из скважины, а реакцией системы на воздействие – приток из пласта в скважину жидкости, содержащей продукты разрушения коллектора. Одна из главных ролей в системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно:

  • отслеживание реакции на управляющее воздействие: сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии. Реакцией на возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта в скважину, и, как следствие, изменение КВЧ в данном потоке. Поэтому текущее состояние системы наиболее просто отслеживать именно по динамике изменения количества КВЧ.
  • принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия. Необходимость корректировки возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс эксплуатации: превышение КВЧ предельно-допустимого значения, разрушение рабочих органов центробежного насоса, снижение пластового давления в ПЗС ниже предельного значения и т. д.
  • передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления. Продуктивным коллектором в призабойной зоне воспринимается изменение давления флюида, зависящее от производительности центробежного насоса. Значит, именно производительность насоса, на основе принятого решения, является регулятором, изменяющим режим работы скважины.

На скважине изменение производительности насоса производится различными способами: от включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, а также штуцирования потока жидкости в выкидной линии до технологически и технически сложных конструкций.

Система управления включает в себя рассмотренные в настоящей работе физико-математическую и гидродинамическую модели и позволяет предсказывать реакцию объекта управления на управляющее воздействие, а также прогнозировать необходимость корректировки управляющего воздействия.

Решением поставленной задачи управления является режим эксплуатации скважины – последовательность управляющих воздействий, причем важна не только величина управляющего воздействия (на сколько необходимо изменить производительность УЭЦН), но и последовательность моментов времени, на которые приходятся эти воздействия.

Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом эксплуатации скважины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции. В качестве такой функции предложено принимать или величину КВЧ в продукции скважины, или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН.

В качестве примера реализации системы управления приводятся расчет по описанным в работе моделям для скв. 13121 ЮЛТ Приобского месторождения, эксплуатирующей пласт АС12 (см. рисунок 3).

Для заданной динамики дебита рассчитано среднемесячное забойное давление, а также среднее КВЧ в продукции. В результате получено, что на скважине дебит завышен, то есть созданы условия для разрушения коллектора. Также по настроенной на факт модели выполнялись прогнозные расчеты КВЧ, исходя из заданной динамики дебита. Рекомендацией по данной скважине является ее эксплуатация с дебитом жидкости не превышающем 24 м3/сут, что приведет к снижению КВЧ в продукции до 20 мг/л, что, в свою очередь, будет соответствовать режиму оптимального условия работы рабочих колес и направляющих аппаратов УЭЦН.

Рисунок 3. Динамика технологических параметров работы скважины 13121 ЮЛТ Приобского месторождения (точки – фактические значения): дебит жидкости; КВЧ; забойное давление

Результаты апробации рекомендаций по 5 скважинам c ЭЦН Приобского месторождения приведены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты внедрения рекомендаций автора

№ п/п

Параметры работы скважины перед внедрением

Параметры работы скважины

после внедрения

Номер скважины

Qж м3/сут

КВЧ

мг/л

В,

%

Qж м3/сут

КВЧ

мг/л

В,

%

1

12173

38

212

1,8

22

48

1,2

2

15483

112

290

26

59

76

18

3

16014

39

192

0,5

26

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»