Математическое моделирование процесса пульсационного дренирования нефтяных скважин для выбора оборудования

ИНФОРМАТИКА, ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ ТЕХНИКА И УПРАВЛЕНИЕ

УДК 622.245.54

Д. В. Прощекальников, Е. И. Кульментьева, Р. Р. Рамазанов, С. Д. Солодов, А. И. Гурьянов

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ПУЛЬСАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ВЫБОРА ОБОРУДОВАНИЯ

Ключевые слова: скважина, моделирование, нефть, пульсация.

С помощью математического моделирования гидродинамики и фильтрации в пульсационном режиме показан принципиальный способ решения прямой задачи - выбора оборудования и оптимизации режимов воздействия. А на основе полученных результатов расчета и анализа эффективности воздействия сделаны выводы по выбору основных режимов работы, частоты пульсаций, размещения пакера и дополнительного оборудования в стволе скважины.

Keywords: well, modeling, oil, pulsation.

With the help of mathematical modeling offluid flow and filtration in pulsating mode shows the basic way to solve the direct problem - choice of equipment and optimization of the impact. And based on the results of calculation and analysis of the effectiveness of the impact of the conclusions of the selection of the main modes of operation, the frequency of pulsations, placing the packer and additional equipment in the wellbore.

Введение

Разнообразные условия залегания, состав нефти и физическая природа коллектора обуславливают выбор технических приемов и установок для воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). Большое разнообразие этих методов требует дифференцированного и оптимального подхода к эксплуатации сырьевых месторождений энергоносителей [1], [2]. К сожалению, выбор метода воздействия на ПЗП осуществляется преимущественно в виде рекомендаций. А внедрение их методом проб и ошибок связано с неоправданными затратами и потерями эффективности. Поэтому актуальной задачей является математическое моделирование основных процессов в ходе воздействия на скважину и пласт. Это дает возможность целенаправленно прогнозировать оптимальные режимы дренирования нефтеносного коллектора и выбирать технологическое оборудование для их осуществления.

Среди многообразия методов повышения степени извлечения нефти хорошо зарекомендовали себя волновые, или пульсационные [3], [4], [5]. Наложение пульсаций на взаимодействующие технологические потоки приводит к интенсификации тепломас-сообменных процессов, а соответствующее оборудование обладает простотой конструкции, экономично и надежно [6].

Для избирательного воздействия на пласт импульсами переменного давления важно знать основные характеристики пульсационной системы и уметь правильно подбирать устьевое оборудование в соответствии с характеристиками пласта, физико-химическими свойствами рабочей жидкости.

Организация и оптимизация режимов воздействия осуществляется путем выбора наземного оборудования. Таким образом в работе решается прямая задача -моделирования и расчета динамики изменения основных параметров в скважине при заданной внешней конфигурации. А на основе полученных результатов расчета и анализа эффективности воздействия прини-

маются новые инженерные решения по модернизации установки - это обратная задача.

Математическое моделирование гидродинамики и фильтрации

Математическое моделирование гидродинамики и фильтрации рабочего флюида позволяет наблюдать ряд значимых эффектов. Это депрессионный перепад давления в забое, образование зон вскипания при резком снижении давления, интенсивное проточное движение жидкости, а также возможность прогрева при-забойной зоны за счет индукционного нагрева.

На рис.1 приведена установка для создания переменного давления в призабойной зоне. На этапе нагнетания давления жидкость движется по трубам в ресивер. На этапе сброса давления открывается клапан управления и за счет энергии в воздушной подушке ресивера жидкость движется в обратном направлении.

Рис. 1 - Схема установки для пульсационного дренирования пласта

В качестве исходных данных используются: Геометрические параметры:

Нс=1-3 км - глубина скважины, 70=10-50 м - координата пуск НКТ, диаметры и длины трубы;

Теплофизические параметры

X, ц, р,Э - теплопроводность, вязкость, плотность и коэффициент диффузии рабочей жидкости: Параметры пласта:

рш= 70 - 250 атм - пластовое давление, Лял=1-5 м мощность пласта, £=0,05-1 мкм2, т=0,15-0,3 - проницаемость и пористость пласта;. Режимные параметры:

а) ^кп=10-2 - константа гидравлического сопротив-

ления клапана,

откр

=5-10 сек,

тзакр 5-10 сек

времена открытия и закрытия клапана.

б) рабочие параметры насосного оборудования

= 20 - 60 атм - напор, Оор( = 20 - 40 м3/ч - расход.

в) 71=20-100 сек , 72=100-300 сек времена нагнетания и сброса давления.

В качестве примера решения прямой и обратной задачи при выборе технологического оборудования ниже приведены результаты расчетов для двух режимов движения жидкости (рис. 2). Уровень в ресивере

1,2 т

1

0,8 0,6

0 100 200 300 а) Режим пульсации Уровень в ресивере

1,2

400

t, сек

100

200

300

400

б) Режим пульсации с протоком

Рис. 2

Это пульсационный режим, когда происходит изменение направления движения жидкости при открытии клапана управления и режим, когда сброс давления осуществляется непосредственно из ресивера в бак питатель - режим с протоком. В последнем случае будет наблюдаться проточное движение жидкости в трубах, что приведет к эффективному выносу нефтяного шлама на поверхность. Другой особенностью этого режима с протоком является увеличение времени импульса в затрубье почти вдвое. Это интенсифицирует массообменные процессы и способствует возникновению депрессии и эжекци-

онного эффекта, т.е. потоку из пласта в призабойную зону скважины.

Кроме того в режиме с протоком происходит резкое падение давления при сбросе (рис.2). Это приводит к вскипанию водно-нефтяной эмульсии и препятствию отложения АСПО на поверхности скважинных труб и приборов измерения.

Если эжекционный поток достаточно велик, то возможно одновременно осуществлять дренирование пласта и добычу нефти путем ее периодической эвакуации, используя вместо ресивера герметично закрепленный в межтрубном пространстве пакер. В зависимости от высоты установления пакера подбирается необходимая частота обработки скважины. Таким образом удается упростить работу установки, убрав из ее состава ресивер, на который приходится наибольшая нагрузка.

Расчеты показывают, что наиболее эффективно размещать пакер ближе к естественному уровню жидкости. Это обеспечивает необходимые условия для депрессии, а также снижения энергетических затрат за счет уменьшения времени нагнетания Т}. Хотя установка пакера требует дополнительной технологической операции, это может быть оправдано увеличением эффективности эксплуатации скважины за счет срока и безопасности работы скважины с переменным давлением.

Литература

1. Мангазеев В.П., Хасанов М.М., Николенко В.В., Бачин С.И., Шашель А.Г., Багаутдинов А.К., Катеев М.В., Ма-напов Т. Ф. Проектирование и разработка нефтяных и га-зоконденсатных месторождений ЗАО «ЮКОС ЭП». Труды Межд. технол.о симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», Москва, 26-28 марта 2003 г.

2. Новиков АА., Мандрик И.Э., Иванов А.И., Садиков М.Р., Гу-зеев В.В., Чижов С.И. Основные направления оптимизации разработки нефтяных месторождений ОАО «ЛУКОЙЛ». Труды Межд. технол. симпозиума «Интенсификация добычи нефти и газа», Москва, 26-28 марта 2003 г.

3. Прощекальников Д.В., Кульментьева Е.И., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д. Расчет коэффициентов тепло и массоотдачи в стволе нефтяной скважины с использованием к-е модели турбулентности // Вестник КГТУ. 2014. №5 с. 235-238.

4. Прощекальников Д.В., Рамазанов Р.Р., Солодов С.Д., Иванов Б. Н. Моделирование гидродинамики и тепломассообмена для определения эффективности очистки нефтяной скважины органическими растворителями в частотном режиме // Вестник КГТУ 2012. №20 с. 196-198

5. Гурьянов А.И., Фассахов Р.Х., Файзуллин И.К., Сахапов Я.М., Розенцвайг А.К., Прощекальников Д.В. Структу-росберегающая технология импульсного дренирования нефтяных пластов.// Нефтяное хозяйство. 2004.- № 11.- с. 12-13.

6. Наркочевский А.И. Особенности и эффективность теп-ломассопереноса при пульсационной организации процесса // ИФЖ, 1998, #2, т.71, с.317-322.

© Д. В. Прощекальников - доц. каф. ПАХТ КНИТУ, raduga_60@mail.ru; Е. И. Кульментьева - ст. препод. той же кафедры, elena_kulmenteva@mail.ru; Р. Р. Рамазанов - Исполнительный директор ОАО "НИИ нефтепромысловой химии", ramazanov_r_r@mirrico.com; С. Д. Солодов - проф. каф. ЭЭ КГЭУ; А. И. Гурьянов - Менеджер проекта ООО "Миррико".

© D. V. Proschekalnikov - Associate Professor buttermilk, KNRTU, raduga_60@mail.ru; E. 1 Kulmenteva - Art. St. buttermilk, KNRTU, elena_kulmenteva@mail.ru; R. R. Ramazanov - Executive Director of "Institute of oilfield chemicals", ramazanov_r_r@mirrico.com; A. I Guryanov - Professor cafes. EE KSPEU; S. D. Solodov - Project Manager Ltd. "Mirrico".