Программно технический комплекс ISKENDER

Раздельная дискретизация по областям—фрагментация.
Комплекс открытого типа—быстрое подключение новых модулей.
Трехмерные модели.
Расщепление по физическим процессам.
Параллельные вычисления.

Единая численная модель ПЛАСТ-СКВАЖИНА-НАСОС.
Численная модель виртуального двигателя и насоса.
возможность детализации решения в отдельных фрагментах при одновременном решении во всей области.
В каздом фрагменте расчетной области своя сетка и свой набор физических и химических процессов.
Учет неопределетости в параметрах и геометрии.
Учет произвольной анизотропии проницаемости пористой среды.

Первая группа
Задачи, связанные с непосредственными мероприятиями по извлечению нефти

Построение фильтрационной (гидродинамичесюй) модели месторождения.
Подбор и оптимизация работы внутрискважинногооборудования.
Гидродинамичеоюе и гидрохимическое обоснование системы поддержания пластового давления (ППД).
Оценка эффективности применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
Оцифровка и пополнение даных по истории месторождения для мониторинга запасов.

Вторая группа
Задачи сопровождения мероприятий по разработке нефтяного месторождения

Оценка запасов подземных и поверхностных вод с целью их использования для технических и питьевых нужд.
Гидрогеологические и инженерно-геологические работы при освоении МН.
Обоснование мероприятий по захоронению (складированию) попутных и сточных вод.
Планирование мероприятий по водоподготовке.

Математическое и численное моделирование сложных процессов тепломассопереноса при течении многофазных сред в трубах добывающих скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), являются одним из наиболее эффективных и экономичных способов исследования таких скважин, оптимизации и подбора подземного оборудования. При этом скважина и пласт представляют собой единую систему, что требует учета взаимосвязанности происходящих в них процессов при решении задач нефтедобычи, разработки и оптимизации. Ситуация еще более осложняется, если скважина с вертикальным окончанием вскрывает многопластовую нефтяную залежь, и в этом случае необходимо получить расчетные оценки дебитов каждого из пропластков, либо когда горизонтальный ствол наклонно-направленной скважины проходит через неоднородный по структуре пласт и требуется оценить эффективность работы отдельных участков ствола. Решение задач анализа и оптимизации работы внутрискважинного оборудования может быть наиболее эффективно получено при наличии высокофункционального хранилища данных по месторождениям, скважинам и подземному оборудованию.
Программно-технический комплекс (ПТК) ISKENDER разработан на основе современных методов математического и численного моделирования процессов, происходящих при движении многофазных потоков в трубах скважины, проточных каналах погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) и пористой среде пласта. В пакете реализована единая математическая модель взаимосвязанных процессов тепломассопереноса в системе «пласт – нефтяная скважина – УЭЦН». В состав математического обеспечения ПТК ISKENDER входят:
1. фильтрационная модель трёхфазного течения в слоисто-неоднородном пласте при наличии непроницаемых перемычек между пропластками, позволяющая при заданном распределении насыщенностей водяной и нефтяной фаз рассчитать поля давления и скоростей фаз в пласте, а также долю дебитов жидкости каждого из разобщенных продуктивных слоев пласта в суммарном дебите скважины.
2. Математические модели течения трехфазной смеси в трубах наклонно-направленной скважины и в проточных ступенях центробежного насоса, полученные на основе общих уравнений механики многофазных сред и осреднения характеристик смеси по сечению проточных каналов. Модели представляют собой сложные многопараметрические системы нелинейных дифференциальных уравнений и учитывают основные эффекты, возникающие в скважине, оборудованной УЭЦН: неизотермичность, фазовые переходы, трение, влияние силы тяжести, разгазирование нефтяной фазы в скважине, растворение газа в нефти в каналах насоса, сжимаемость фаз, изменение структурных форм течения смеси, инверсию жидких фаз и проскальзывание дисперсных составляющих потока, теплообмен с окружающей средой.
3. Модифицированная полуэмпирическая методика П.Д. Ляпкова пересчета характеристик работы ступени ЭЦН с воды на неоднородные среды, позволяющей описать процессы в УЭЦН как в системе с распределенными параметрами.
4. Условия сопряжения моделей процессов на границах отдельных элементов системы «пласт – скважина – УЭЦН», соответствующие постановкам прямых и обратных задач, возникающих при расчете характеристик механизированного подъемника.
ПТК ISKENDER предназначен для:

• экспресс-анализа эксплуатационных режимов нефтяных добывающих скважин,
• оптимизации текущих режимов работы насосных установок в добывающих наклонно-направленных скважинах с вертикальным или горизонтальным окончанием посредством частотного и штуцерного регулирования их работы с помощью наземных станций управления,
• решения задач оптимального подбора подземного оборудования к скважине,
• уточнения гидродинамической модели месторождения на основе данных полученных с измерительных устройств находящихся на устье скважины.

Все задачи пакета решаются на основе общей математической модели процессов в единой системе «нефтяной пласт – скважина– УЭЦН».
Основными элементами ПТК ISKENDER являются:

• система подготовки исходной информации (препроцессор) для решаемых задач на основе баз данных по физико-химическим свойствам фаз добываемой продукции, инклинометрии наклонно-направленных скважин, характеристикам ступеней ЭЦН, погружных электродвигателей (ПЭД) и газосепараторов, фильтрационно-емкостным параметром пластов, параметрам разгазирования нефти и пр.,
• подсистема контроля вводимых данных и параметров расчетов,
• вычислительный модуль пакета (процессор), реализующий расчет различных характеристик системы «пласт – скважина – УЭЦН» (полей давления, водо- и газосодержания и т.д.) с использованием реальных промысловых данных,
• набор программных модулей (постпроцессор) для визуализации результатов расчетов, позволяющих строить зависимости различных характеристик процессов в каждом из отдельных элементов системы (в скважине, электроцентробежном насосе и пласте), а также интегральные характеристики насосной установки «напор – подача», «кпд–подача», «мощность–подача» с указанием на них текущей рабочей точки ЭЦН.
• модуль импорта, систематизации, накопления, хранения и ведения хранилища технологических данных по месторождениям,
• модуль импорта, систематизации, накопления, хранения и ведения хранилища по физико-химическим свойствам пластов и добываемым из них фаз,
• модуль импорта, систематизации, накопления, хранения и ведения хранилища по инклинометрии скважин,
• хранилище данных с рабочими характеристиками по подземному оборудованию скважин, оборудованных УЭЦН,
• модули оцифровки рабочих характеристик двигателей, насосов и сепараторов.

1. ОБЩАЯ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОЦЕССОВ
В СИСТЕМЕ «НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ – СКВАЖИНА – УЭЦН»

Пример описания двухфазной фильтрации в пласте. Для расчета характеристик двухфазного фильтрационного потока в слоисто-неод­но­род­ном пласте, вскрытом вертикальным окончанием наклонно-направленной скважины, используются уравнения [1 – 3] несмешивающихся жидкостей (воды и нефти) в рамках крупномасштабного приближения с учетом сжимаемости пористой среды и жидкостей в пренебрежении силой тяжести:

где – давление, водонасыщенность и вектор суммарной скорости фильтрации,– вязкость, скорость, относительная фазовая проницаемость и коэффициент упругоемкости i-ой фазы (i=1 – нефть, i=3 – вода), K и m – абсолютная проницаемость и динамическая пористость, f(S) – функция Баклея-Леверетта (доля воды в суммарном фильтрационном потоке),– упругоемкость среды c i-ой фазой и скелета,– значения связанной и предельной водонасыщенности.

Закачка воды осуществляется на проницаемой поверхности контура Г_п питания. В частности, при анализе квазистационарных режимов работы скважин уравнение (1) принимает вид divV=0. Оно решается при заданных величинах давления на перфорированной поверхности Г_D забоя добывающей скважины. На границах слоев, где абсолютная проницаемость K терпит разрыв первого рода, выполняются условия сопряжения:Кровля и подошва пласта непроницаемы. Если задано распределение водонасыщенности S по продуктивным пропласткам, то суммарный массовый приток G_D из пласта (дебит скважины) и его обводненностьопределяются в результате решения фильтрационной задачи (1). Если же задана величинана забое скважины, то с помощью функции Баклея-Леверетта f(S) сначала восстанавливается поле насыщенности , а затем находится распределение давления, скоростей фильтрации фаз в пласте и дебит добывающей скважины G_D.

Трехмерная фильтрация в пласте к горизонтальному окончанию скважины также описывается уравнениями (1).

Течение смеси в скважине. Продукция, поступающая из пласта, движется к поверхности земли по трубам наклонно-направленной скважины. Ее кусочно-линейный профиль строится по инклинометрическим данным и характеризуется изменениями зенитного и азимутального углов по глубине скважины. При построении одномерной модели течения трехфазной смеси вдоль оси скважины ее трехмерный профиль заменяется двумерной разверткой в плоскости с сохранением длины участков труб и величины зенитного угла. Для расчета установившихся термогидродинамических процессов в скважине используется система дифференциальных уравнений, полученная по аналогии с [4 – 6] в результате осреднения общих уравнений механики многофазных сред по ортогональному оси скважины сечению:

Она дополняется соотношениями, связывающими различные характеристики смеси и фаз:

Здесь Z – координата пространственной оси Oz, проходящей через устье скважины и имеющей начало на кровле пласта;– средние по сечению f_K канала плотность, средневзвешенная скорость, массовый расход, истинное и расходное объемные содержания i-ой фазы (нижние индексы 1, 2 и 3 относятся к нефтяной, газовой и водной фазам соответственно); P,T ,p ,w ,G – давление (одинаковое для всех фаз), температура, плотность, объемная скорость и массовый расход смеси; – аналоги коэффициента Зубера, учитывающие неравномерность распределения по сечению f_K скорости смеси w и объемных истинных концентраций j-ой дисперсной фазы; v_j– ее скорость дрейфа; , a_PI, a_TI – коэффициенты теплового расширения и объемной упругости i-ой фазы; – значения плотности нефти в пластовыхи дегазированной нефти в нормальных условиях соответственно; R – универсальная газовая постоянная, Z_г– коэффициент сверхсжимаемости реального газа, Q_v– отнесенная к единице объема смеси линейная мощность распределенных вдоль насосно-компрессорных труб (НКТ) внешних источников тепла, обусловленных потерями электроэнергии в кабеле, питающем УЭЦН;– средние по периметру канала касательное напряжение и плотность теплового потока на стенке канала; J– массовая скорость образования газовой фазы за счет нефтяной, отнесенная к единице объема смеси; L – скрытая теплота растворения газа в нефти; C_H– массовая концентрация газа, растворенного в нефти при давлении P выше давления P_H насыщения нефти газом; F(P/P_H,T) – обобщенный коэффициент растворимости газа в нефти; F^*– коэффициент растворимости при некотором характерном значении температуры – угловой коэффициент; V_o– нормальный объем газа, выделяющийся из нефтяной фазы при – плотность газа при нормальных условиях – газовый фактор пластовой нефти при P = P⁰ и температуре T = T⁰ соответственно;– давление насыщения при – коэффициенты; r_K– радиус канала (значение k=0 соответствует участку 0<z<Z_Э обсадной колонны скважины ниже точки Z_Э подвески погружной установки, k =1 – НКТ при Z_Э<z<H_c,H_c – координата устья скважины, r₁<r₀); g – проекция вектора ускорения силы тяжести на ось Oz;ф(x,z) – угол наклона профиля скважины относительно оси Oz.

Процессы в УЭЦН. Расчет процессов тепломассопереноса при движении смеси в каналах ЭЦН и параметров работы отдельных ступеней осуществляется на основе системы дифференциальных уравнений [5, 6], обобщающей дискретную схему П.Д. Ляпкова и В.И. Игревского [7]:

Здесь m – доля ступеней, пройденных потоком; M – общее число ступеней в насосном узле; – объемный расход, напор и коэффициент полезного действия, характеризующие работу отдельной ступени при перекачке смеси.

Математические модели (2), (3) учитывают основные эффекты, возникающие при движении трехфазной смеси в трубах наклонно-направленной скважины и в проточных ступенях электронасоса: неизотермичность, фазовые переходы, трение, влияние силы тяжести, разгазирование нефтяной фазы в скважине, растворение газа в нефти в каналах насоса, сжимаемость фаз, изменение структурных форм течения смеси, инверсию жидких фаз и проскальзывание дисперсных составляющих потока, теплообмен с окружающей средой. Уравнения (2), (3) как частные случаи включают в себя уравнения однофазного (нефтяного или водного) и двухфазного (газонефтяного или водонефтяного) потоков в скважине и каналах ЭЦН.

При перекачке насосом неоднородных сред параметры работы ступеней непрерывно меняются от приема к выкиду в силу сжатия и нагрева смеси, а также растворения свободного газа в нефти. Происходящие при этом взаимосвязанные изменения характеристик потока и рабочих параметров ступеней вдоль насосного узла учитываются моделью (3), поэтому при ее численной реализации на каждом шаге разбиения интервала необходимо осуществлять пересчет величин . Для определения этих параметров используются формулы, полученные в результате модификации методики расчета коэффициентовотносительных напора, подачи и кпд, введенных П.Д. Ляп­ко­вым [8], где– подача, напор и кпд ступени при ее работе на воде. Как показали специальные оценки, в диапазоне относительных подач как для ламинарного, так и для турбулентного режимов течения напор при перекачке ступенью смеси расходом Q и эффективной вязкостью с погрешностью можно вычислять по формулам:

Здесь – паспортные значения подачи, напора и кпд при работе ступени ЭЦН в оптимальном режиме на воде, - коэффициент ее быстроходности, угловая скорость вращения вала насоса (ротора электродвигателя), v – коэффициент эффективной кинематической вязкости смеси. Величина зависит от концентрации дисперсных фаз в потоке и определяется по формулам [5, 6] с учетом эффекта инверсии фаз.

При заданных значениях величин на приеме ступени сначала вычисляются коэффициенты , затем определяются соответствующие параметры ее работы на воде: подача и напор по паспортной кривой Далее с помощью соотношений (4) рассчитывается напор ступени при перекачке смеси. Отметим, что в отличие от методики [7, 8] расчет напора ступени по формулам (4) не требует выполнения итераций.

Графики [7] полуэмпирических критериальных зависимостей для нескольких характерных значений относительной подачи q_B ступенью воды, построенные П.Д. Ляп­ко­вым на основе обработки многочисленных экспериментальных данных, представлены на рис. 1 и 2:

Для пересчета напора ступени с воды на неоднородную смесь вне диапазона нами построены зависимости, аналогичные (4):

где q_Bmax– относительная максимальная подача ступени по воде, при которой напор – значения коэффициента

Величина относительного кпд при перекачке эмульсии в диапазоне определяется соотношениями [8]:

где –коэффициенты относительного кпд ступени при ламинарном и турбулентном режимах течения смеси, – число Рейнольдса, введенное П.Д. Ляпковым. При малых числах Рейнольдса , когда аппроксимация (5) не работает, т.к. значения становятся отрицательными, функция доопределяется соотношениями:

Анализ результатов расчетов по формулам (5), (6) показал, что характеристики ступеней различных типоразмеров при работе на смеси подобны характеристикам работы ступеней на воде, если при определении коэффициентов подачи

Величина мощности N, потребляемой ступенью ЭЦН при перекачке эмульсии, определяется по формуле

– паспортная зависимость потребляемой мощности ступени насоса при работе на воде плотностью p_B. В предлагаемой нами модифицированной методике пересчета характеристик ступени с воды на эмульсию зависимости задаются как табличные функции подачи .

Возможность изменения режима работы УЭЦН с помощью наземной станции управления (например, типа «ЭЛЕКТОН») учитывается в модели (3) с помощью зависимостей параметров работы электроцентробежного насоса и мощности потребляемой погружным электродвигателем, от частоты:

– характеристики ступени и двигателя установки при номинальной угловой скорости вращения вала ПЭД – аналогичные параметры в формулах (4) – (6) при

Сопряжение математических моделей. Условия сопряжения решений систем уравнений (1) и (2) связывают характеристики фильтрационного потока и потока в обсадной колонне при z=0 на забое скважины:

Условия (7) позволяют найти термогидродинамические характеристики смеси в обсадной колонне скважины на участке от ее забоя до координаты z_Э подвески УЭЦН. Для сопряжения решений систем (2) и (3) на приеме УЭЦН (на входе в насосный узел при Z=Z_Э-0 ) служат условия

Здесь параметры потока в точке Z=Z_Э-0 находятся из решения уравнений (2) на участке скважины 0<Z<Z_Э . Условия (8) позволяют решить уравнения (3) и найти характеристики трехфазного потока вдоль ступеней ЭЦН, в том числе – значения на выкиде насоса. Эти величины служат граничными значениями для задачи (2) при . Соответствующие условия сопряжения в точке (на входе в НКТ) имеют вид:

На устье скважины при z=H_c ставится граничное условие

где P_уст – заданное устьевое давление. Очевидно, такая постановка требует решения обратной задачи, поскольку в общем случае величины являются неизвестными. Прямая задача (1)–(9) решается методом конечных разностей. Для нахождения решения обратной задачи (1) – (10) используются итерационные методы. Соответствующие численные модели и алгоритмы расчета процессов в системе «пласт – скважина – УЭЦН» реализованы в ПТК ISKENDER.

Система нормативно-справочной информации (СиНСИ) скважинного оборудования обеспечивает хранение, обработку и предоставление постоянной и условно-постоянной информации о скважинном оборудовании. Система предназначена для поддержания данных о скважинном оборудовании в актуальном состоянии, обеспечения полноты, устранения ошибок, контроля целостности и непротиворечивости данных. Основными решаемыми при этом задачами являются:

• создание единого информационного пространства об используемом скважинном оборудовании;
• централизованное администрирование справочных данных;
• поддержка многопользовательской распределенной работы со справочниками, в том числе территориально-удаленными подразделениями;
• строго регламентируемые действия по модификации данных.

Такой подход позволяет обеспечить:

• актуальность и достоверность информации о скважинном оборудовании;
• оптимизацию обмена и хранения данных о скважинном оборудовании внутри компании;
• повышение оперативности бизнес-процессов, использующих систему;
• возможность интеграции с действующими информационными системами;
• единообразное представление данных о скважинном оборудовании.

СиНСИ состоит из двух основных частей:

• база данных (БД) для хранения информации о скважинном оборудовании;
• клиентское приложение, предназначенное для занесения, редактирования и отображения хранимой в БД информации о скважинном оборудовании.

При работе с БД пользователю предоставляется набор функциональных возможностей, направленных на хранение и предоставление посредством запросов информации о скважинном оборудовании, используемом в нефтедобывающей отрасли при добыче нефти. В БД хранится:

• информация об отечественных и зарубежных производителях скважинного оборудования (например, АЛМАЗ, АЛНАС, БЭНЗ, БОРЕЦ, ИЖНЕФТЕПЛАСТ, НОВОМЕТ, CENTRILIFT и т.д.);
• информация об электроцентробежных насосах (наименование, паспортные табличные характеристики работы ступени на воде, оптимальные параметры работы степени на воде, геометрические параметры ступени);
• информация о ПЭД (наименование, номинальные характеристики, геометрические параметры, коэффициенты аппроксимации паспортных зависимостей);
• информация о газосепараторах (наименование, номинальные характеристики, геометрические параметры, коэффициенты аппроксимационных зависимостей);
• информация о насосно-компрессорных трубах (наименование, геометрические характеристики);
• информация об обсадных колоннах (наименование, геометрические характеристики);
• информация о кабелях для ПЭД (наименование, геометрические характеристики, рабочие характеристики).

Клиентское приложение предоставляет пользователю набор функциональных возможностей, позволяющих управлять данными о скважинном оборудовании. Поддерживается ряд стандартных операций над данными:

• занесение данных в БД с использованием диалоговых окон и мастеров;
• редактирование занесенных ранее данных в диалоговых окнах;
• просмотр занесенных ранее данных в диалоговых окнах.

В клиентском приложении реализованы функциональные возможности ввода, редактирования и просмотра информации различного рода:

• об основных производителях скважинного оборудования;
• о ступенях ЭЦН (наименование, табличные характеристики работы ступени, ее геометрические параметры, оптимальные параметры работы степени на воде);
• о ПЭД (наименование, номинальные характеристики, геометрические параметры, коэффициенты аппроксимации паспортных зависимостей);
• о газосепараторах (наименование, номинальные характеристики, геометрические параметры и пр.);
• о насосно-компрессорных трубах (наименование, геометрические характеристики);
• об обсадных колоннах (наименование, геометрические характеристики);
• о кабелях для ПЭД (наименование, геометрические характеристики, рабочие характеристики).

Данные о рабочих характеристиках большинство производителей предоставляют в форме набора кривых на рисунке, хранящемся в файле графического формата. Поэтому для внесения данных в БД в состав клиентского приложения включены специально разработанные программные инструментальные средства, позволяющие провести корректное преобразование («оцифровку») графической информации в табличную форму. Оцифровка может проводиться двумя способами. В первом случае, когда каждая из кривых на рисунке непрерывна, однотонна и имеет собственный цвет, построение таблиц может выполняться на основе распознавания графиков по их цвету. В противном случае, а также когда кривые характеристик отображаются на рисунке маркерами, оцифровка осуществляется с использованием кубической сплайн-интерполяции по задаваемым пользователем опорным точкам.
В состав клиентского приложения входят:

программные модули преобразования в табличную форму графических паспортных характеристик «подача – напор» и

• «подача – мощность» при работе ступеней электроцентробежных насосов на воде. Зависимость «подача – КПД» автоматически рассчитывается по этим данным и служит для контроля получаемых табличных значений.

модули оцифровки рабочих номинальных характеристик ПЭД «мощность на валу – КПД – сила тока – коэффициент скольжения –».

В качестве иллюстрации на рис. 3 и 4 приведены результаты распознавания графических характеристик двигателя (98)9ЭД63-103М и ступени насоса ЭЦНМ5А-160 с помощью вышеупомянутых модулей. Файлы, содержащие графические рабочие зависимости ПЭД или ЭЦН, загружаются в БД для постоянного хранения и программной оцифровки. Ее результаты отображаются маркерами, см. рис. 3 и 4. Там же показаны окна, отображающие поля БД, предназначенные для хранения и редактирования заводской информации конкретного оборудования. В приведенных примерах – это номинальные параметры работы ПЭД, его габаритные размеры, оптимальные значения подачи, напора и КПД ступени ЭЦН при работе на воде и т.д. Все эти данные используются при выполнении расчетов в ПТК ISKENDER процессов в системе «пласт – скважина – УЭЦН» с помощью модели (1) – (10).

Рис. 3. Окно обработки графических паспортных характеристик
двигателя (98)9ЭД63-103М1

Рис. 4. Окно обработки графических паспортных характеристик
ступени насоса ЭЦНМ5А-160 при работе на воде

Неотъемлемой частью ПТК ISKENDER являются программные модули графического анализа различных исходных данных и результатов численного моделирования процессов в системе «пласт – скважина – УЭЦН». Эти средства предназначены как для подготовки соответствующих данных для визуализации, так и непосредственно их графического отображения (например, полей давления, водонасыщенности пласта, распределений проницаемости и пористости и пр.). В пакете широко используются модули свободно распространяемых импортных визуализаторов ParaView, Tecplot. Наряду с ними разработаны также собственные подсистемы визуализации, учитывающие особенности разностного решения задач на нерегулярной сетке, а также трехмерного характера исходных данных.

Некоторые примеры 2D и 3D изображений представлены на рис. 5 – 7. В нижней части рисунков приведена диапазон шкалы отображаемой функции и соответствующая ей цветовая палитра. Рис. 5 иллюстрирует не только распределение давления по площади Муравленковского месторождения на некоторый момент времени, но и расположение добывающих и нагнетательных скважин.

На рис. 6 показано 2D распределение водонасыщенности в вертикальном сечении пласта, вскрытого горизонтальным окончанием наклонно-направленной скважины и содержащего активную подошвенную воду. Рис. 7 демонстрирует возможность построения изображения средствами пакета ISKENDER с использованием фильтров, когда трехмерная поверхность функции в выбранной круговой окрестности горизонтального ствола строится не во всем диапазоне значений, а только определенной его части. Это инструмент особенно удобен для графического анализа сложных нестандартных распределений величин на счетной сетке. На обоих рисунках хорошо виден водяной конус, образующийся в данном случае в пласте под действием скважины.

Рис. 5. Распределение давления P по Муравленковскому месторождению

Рис. 6. 2D поле водонасыщенности в вертикальном сечении пласта,
содержащем горизонтальный ствол скважины

Рис. 7. 3D-визуализация поля водонасыщенности в окрестности
горизонтального ствола скважины

Рассмотрим в качестве примера результаты анализа эксплуатационного режима работы наклонно-направленной скважины Приобского месторождения, оборудованной УЭЦН. Установка состоит из центробежного электронасоса, собранного из =300 ступеней SPI D8-30, и электродвигателя ЭДБ63-117В5. Профиль скважины, построенный по инклино­метрическим дан­ным, представлен на рис. 8а. Точкой на рисунке показано положение УЭЦН. Скважина вскрывает два продуктивных пропластка толщиной 37 и 27 м соответственно, между которыми расположена непроницаемая перемычка (2) толщиной 74 м. Абсолютная проницаемость пропластков 1 и 3 равна 0.002 и 0.013 мкм. При расчетах обводненность объемный расход скважины по жидкости при нормальных условиях В результате решения фильтрационной задачи найдено забойное давление P₃=10.2 МПа, а также вклад каждого из пропластков в суммарный дебит пласта:

Расчетные рабочие точки на интегральных характеристиках расположены вне левой границей области оптимальных подач насоса, см. рис. 8б. Это свидетельствует о неправильном подборе установки к скважине. При этом газосодержание на приеме насоса составляет около 25% (рис. 9), что является вполне допустимым для нормальной работы насоса.

Рис. 8. Профиль (а) наклонно-направленной скважины с вертикальным окончанием и рабочие точки электронасоса SPI D8-30-1450 на интегральных кривых (б) напора H_Э, мощности N_Э и кпд

Рис. 9 иллюстрирует типичные распределения некоторых искомых функций трехфазного водонефтегазового потока вдоль ствола скважины. Как видно на рисунке, при движении смеси в каналах ЭЦН из-за значительного повышения давления происходит полное растворение свободной газовой фазы в нефти, образовавшейся на забое скважины. В области двухфазного течения распределение давления P носит практически линейный характер, а изменение температуры T в основном определяется теплообменом движущейся водонефтяной эмульсии с окружающими скважину горными породами. При этом изменение истинного водосодержания в потоке происходит вследствие эффектов сжимаемости и теплового расширения нефти и воды, а величина возвращается к исходному значению

Рис. 9. Распределения давления P, температуры T, истинных объемных
газо- и водосодержаний и вдоль ствола скважины

Повторное разгазирование начинается в НКТ на глубине 820 м, когда давление P становится меньше давления P_H(T) насыщения нефти газом. По мере дальнейшего снижения давления в скважине в силу высокой температуры продукции газонасыщенность быстро растет, достигая на устье почти 75%. С увеличением истинного газосодержания в трехфазном потоке интенсивность охлаждения смеси увеличивается, поскольку часть энергии расходуется на образование газовой фазы. Именно этим эффектом обусловлены изменения характера температурной кривой, хорошо видные на рис. 9. При когда из-за наличия газа в потоке плотность смеси p в НКТ заметно уменьшается, меняется и характер зависимости давления P(z) - она становится нелинейной.

Отметим, что наряду с проведением экспресс-анализа эффективности работы системы «пласт – скважина – УЭЦН», ПТК ISKENDER позволяет решать задачи оптимизации текущих эксплуатационных режимов работы добывающих скважин за счет частотного управления с помощью наземных СУ, а также осуществлять рациональный подбор УЭЦН к скважинам для заданных технологических режимов их работы.

1. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.
2. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. Казань: Изд-во Казан. гос. ун-та, 1982.
3. Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин А.В. Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. – Казань: Казан. гос. ун-т, 2009.
4. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во КГУ, 1977.
5. Саламатин А.Н. Математические модели дисперсных потоков. Казань: Изд-во КГУ, 1987.
6. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. Казань: Изд-во КГУ, 1990.
7. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса / В кн.: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. C. 237 – 293.
8. Ляпков П.Д. Способ пересчета характеристики погружного центробежного насоса с воды на эмульсию // Нефтяное хозяйство, №5. 1979. С. 38-40.
9. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. испр. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.

Главные задачи:

Увеличение нефтеотдачи пласта.

Увеличение нефтедобычи скважины.

Определение рациональной работы нагнетательных скважин.

Увеличение нефтеотдачи пласта. Применение инновационных технологий:

1.Оптимизация систем поддержания пластового давления (ППД).

Методы:

-Определение направления и интенсивности заводнения путём запуска трассеров в нагнетательную скважину.

-гидродинамическое моделирование.

-циклическое заводнение.

2.Ультразвуковая интенсификация проницаемости призабойной зоны нагнетательной скважины.

Увеличение нефтеотдачи пласта.Определение направления и интенсивности заводнения путём запуска трассеров в нагнетательную скважину.

Циклическое заводнение

Рациональная выработка запасов нефти, может быть решена повышением охвата залижи заводнением путём смены фильтрационных потоков и увеличением охвата пласта по толщине за счёт вовлечения в работу упругих сил пласта.

Основные производственные показатели по опытному участку месторождения Ямало-Ненецкий регион.

Увеличение добычи нефти к базовой на участке № ..составило 15% за период 2,3- квартала 2009года по 2,3 квартала 2010 года, при этом в целом по участку удалось снизить обводненность на 2,4%, средняя обводнённость составила 95,1%

(обводненность по опытному участку составляла 97,2%, темп роста обводненности за 2008 год составил 1%).

Определение рациональной работы нагнетательных скважин.

Увеличение нефтедобычи скважины.Подбор и оптимизация работы внутрискважинного оборудования.Создание хранилища данных с рабочими характеристиками внутрискважинного оборудования.

Результат:

- увеличение нефтедобычи,

- уменьшение себестоимости добычи нефти,

- предотвращение разгазирования флюида в пласте (тем самым увеличение притока к скважине),

- увеличение ресурса работы внутрискважинного оборудования на 100%.

Создание хранилища данных по внутрискважинному оборудованию.

Этапы работы.

1.Контракт.

2. Сбор общих данных о месторождении.

Результат: Техническое задание.

3. Обследование месторождения. Сбор необходимых данных. Уточнение и согласование генерального технического задания. Определение стоимости каждого этапа.

4. Организация и проведение восстановления производительности нефтяного месторождения.