close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Моделирование режимов работы газлифтной скважины..pdf

код для вставкиСкачать
Известия Томского политехнического университета. 2006. Т. 309. № 6
10. Потапов И.И. Геотектоника. – РостовнаДону: Издво Ро
стов. унта, 1964. – 256 с.
11. Смыслов А.А., Моисеенко У.И., Чадович Т.З. Тепловой режим
и радиоактивность Земли. – Л.: Недра, 1979. – 191 с.
12. Ященко И.Г. Анализ пространственных, временных и геотер
мических изменений высоковязких нефтей России // Изве
стия Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309
– № 1. – С. 32–39.
13. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геостатистический анализ ра
спределения нефтей по их физикохимическим свойствам //
Геоинформатика. – 2004. – № 2. – С. 18–28.
14. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Физикохимические свойства
нефтей: статистический анализ пространственных и времен
ных изменений. – Новосибирск: Издво СО РАН, филиал
«Гео», 2004. – 109 с.
15. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. База дан
ных по химии нефти и перспективы ее применения в геохими
ческих исследованиях // Геология нефти и газа. – 2000. – № 2.
– С. 49–51.
16. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геоинфор
мационная система для исследования закономерностей про
странственного распределения ресурсов нефти и газа // Про
блемы окружающей среды и природных ресурсов. – 2000. –
№ 11. – С. 15–24.
17. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Тяжелые нефти: аналитический
обзор закономерностей пространственных и временных измене
ний их свойств // Нефтегазовое дело. – 2005. – № 3. – С. 21–30.
18. Словарь по геологии нефти и газа. – Л.: Недра, 1988. – 679 с.
19. Федоров С. МПР приняло новую классификацию // Нефть и
капитал. – 2005. – № 12. – С. 16–17.
УДК 004.942
МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ
Р.Л. Барашкин, И.В. Самарин
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, г. Москва
Email: ivs@ints.ru
Приведено детальное компьютерное моделирование режимов работы скважины при периодическом и непрерывном способах газ
лифтной эксплуатации, позволяющее решать задачи выбора технических решений на этапе проектирования разработки месторож
дения, а также задачи численного анализа режимов работы промыслового газожидкостного подъёмника при его эксплуатации.
Введение
При газлифтном способе эксплуатации промы
словый газожидкостный подъёмник оборудован
для закачки в скважину газа. Таким путём уменьша
ется плотность газожидкостной смеси, и давление
на забое нефтяного пласта становится достаточным
для подъёма продукции скважины на поверхность.
Большое разнообразие геологических и техноло
гических условий эксплуатации залежей порождает
многообразие модификаций технических решений
обустройства газлифтных промысловых газожид
костных подъёмников. Правильный выбор конкрет
ного варианта – залог экономии средств на обустрой
ство и эксплуатацию скважины. Разрабатываемая ав
торами статьи вычислительная система представляет
собой инструментарий для принятия обоснованного
оптимального решения по этому вопросу.
При эксплуатации газлифтного комплекса воз
никают задачи оперативного управления. Предла
гаемая вычислительная система позволяет выраба
тывать оптимизированные решения оператора пу
тём включения в контур оперативного управления
программы детального моделирования процесса в
реальном времени.
низкого и высокого давления. ГР представляет собой
техническое сооружение (рис. 1), где реализован зам
кнутый технологический процесс добычи, транспор
та и сбора продукта из пласта. ГР состоит из газлиф
тных скважин, манифольдов, замерных установок,
дожимной насосной станции, где осуществляется
первая ступень сепарации газа, компрессорной стан
ции, газопроводов низкого и высокого давления, си
стемы нефтегазосбора и транспорта продукции.
Рис. 1.
Объект моделирования
Газлифтный комплекс состоит из газлифтных
районов (ГР), связанных между собой газопроводами
42
Структура газлифтного района
Газлифтные скважины являются главными
объектами газлифтного комплекса и предназначе
ны для добычи нефти из вскрытых ими продуктив
Естественные науки
ных пластов. В основе разрабатываемой вычисли
тельной системы лежат математические модели
процессов при газлифтной эксплуатации скважин.
Различают два основных вида газлифта: непре
рывный и периодический.
При непрерывном газлифте поступление жид
кости из пласта, её движение по насоснокомпрес
сорным трубам (НКТ) и выход на поверхность –
непрерывный во времени процесс. Для обеспече
ния притока нефти из пласта необходимо поддер
живать на забое скважины определенное давление.
При отсутствии газа столб жидкости, уравновеши
вающий это давление, не достигает устья скважи
ны. Разгазирование столба жидкости повышает его
уровень до устья и вызывает непрерывную подачу
продукции из пласта на поверхность с сохранением
требуемого давления на забое. Непрерывный газ
лифт применяется на стадии разработки, следую
щей сразу за фонтанным периодом добычи.
При периодическом газлифте закачивание газа
в скважину осуществляется дискретно. Периодиче
ский газлифт применяется на поздней стадии раз
работки месторождения при падении пластового
давления, а также при эксплуатации скважин с
низким коэффициентом продуктивности в режиме
поддержания пластового давления. Важной про
блемой является при этом определение целесооб
разности применения периодического газлифта.
Нужно знать, какие скважины и в какой период
следует переводить с непрерывной газлифтной эк
сплуатации на периодическую. Для этого необхо
димо моделирование режимов работы газлифтной
скважины.
Успешность работы скважины при эксплуата
ции газлифтным способом определяется точно
стью расчётов оптимальных режимов работы при
различных вариантах компоновок подземного обо
рудования на этапе проектировании промыслового
газожидкостного подъёмника.
Моделирование позволяет выяснить степень
влияния различных параметров (диаметра и длины
НКТ, свойств жидкости, пластового давления, да
вления нагнетания и др.) на показатели работы
скважин (дебит жидкости, удельный расход газа), а
также определить оптимальные технологические
мероприятия, повышающие эффективность газ
лифтного способа эксплуатации.
Моделирование периодического газлифта
При периодическом газлифте процессы в сква
жине можно представить как последовательность
этапов:
1. заполнения газом затрубного пространства
скважины,
2. продавливания жидкости из затрубного про
странства в НКТ,
3. лифтирования жидкости в НКТ,
4. выброса жидкости из НКТ,
5. стекания невыброшенной жидкости,
6. накопления жидкости до расчетного уровня (до
момента включения подачи газа).
Перечисленные этапы повторяются с перио
дичностью, определяемой временем Tц одного ци
кла процесса. Эта величина рассчитывается и явля
ется одним из значимых параметров в системе опе
ративного управления газлифтным комплексом.
Процесс моделируется на множестве i=1,...,Tц
последовательных отрезков времени. Каждый этап
характеризуется самостоятельной математической
моделью, в основе которой лежат три уравнения.
Первое – уравнение материального баланса:
Pg
=
f k ( L − Lk )
P0
Pg
Pg + Pk 1
= f k ( L − Lk )
+ Vkg Δt
fk.
(1)
2
P0
P0
i
i −1
i −1
i −1
i −1
i −1
Из этого уравнения на этапах 1, 2 определяется
текущее значение давления газа Pgi в точке контак
та жидкости и газа в кольцевом пространстве сква
жины. Два других уравнения (уравнения баланса
расходов и давлений в НКТ и в затрубном про
странстве) составляют систему нелинейных ура
внений, в результате решения которой определя
ются скорости движения жидкости и газа в НКТ и
в затрубном пространстве. Далее вычисляется теку
щее положение столба жидкости в НКТ. Именно
эти уравнения претерпевают изменения при пере
ходе от этапа к этапу. Так, для этапов 1–3 уравне
ния баланса давлений (2) и расходов (3) имеют вид:
Lti−1 ρ g + Lt i−1 ρ
+
λti−1
2d
V + PV e
2
tn i
0, 0094 ρ gT ( L − Lt i−1 )
(
0,03415 ρ g ( L − Lti −1 )
Z tTsr
)
+
⎛ 0,03415 ρ g ( L − Lki−1 ) ⎞
⎜⎜
⎟⎟
Z k Tsr
⎝
⎠
V = Pk e
2d 4 / 3
0, 0094 ρ gK i−1 ( L − Lk i−1 ) 2
−
Vkni +
2( D − d1 ) 4 / 3
+ ρ gLki−1 −
2
tni
λki−1
2( D − d1 )
Lk i−1 ρVkn2i ;
⎛ 0,03415 ρ g ( L − Lki −1 ) ⎞
⎜⎜
⎟⎟
Z k Tsr
⎠
Vkni fk = Vtn i ft + kPk e ⎝
−k
0, 0094 ρ gK i−1 ( L − Lk i−1 )
2( D − d1 ) 4 / 3
+ k (h + Lki−1 ) ρ g − k
λki−1 Lki−1 ρ
2( D − d1 )
−
(2)
−
Vkn2i +
Vkn2i − khst ρ g .
(3)
В уравнениях (1–3) использованы следующие
обозначения: Δt – шаг моделирования; fk, ft – пло
щади затрубного пространства и НКТ; L – длина
НКТ; Lti, Lki – высоты столбов жидкости в НКТ и в
затрубье, считая от подошвы НКТ; Vkgi – скорость
газа в затрубном пространстве; Vtni Vkni – скорости
нефти в НКТ и в затрубном пространстве; d, D –
43
Известия Томского политехнического университета. 2006. Т. 309. № 6
внутренние диаметры соответственно НКТ и обсад
ной колонны; d1 – наружный диаметр НКТ; g –
ускорение свободного падения; h – расстояние от
башмака скважины до забоя; hst – расстояние от за
боя скважины до статического уровня; k – коэффи
циент продуктивности скважины; ρ – плотность
жидкости; ρ–g – относительная плотность газа; Tsr –
средняя температура в скважине; Pk – давление на
гнетания газа; PV – давление в выкидной линии; ρgTi,
ρgKi – плотности газа в НКТ и в затрубном простран
стве; Zti, Zki – коэффициенты сверхсжимаемости га
за в НКТ и в затрубном пространстве; λti, λki – коэф
фициенты трения жидкости для НКТ и для затруб
ного пространства. Коэффициент трения газа опре
деляется по формуле Веймаута. На рис. 2 приведена
схема газлифтной скважины, где показаны некото
рые из перечисленных параметров.
[Ɇ]
ȽȺɁ
Pɫ
Pk
Pv
Vt
Vkg
Условия перехода между этапами сформулиро
ваны на основе физики процессов с использовани
ем эмпирических соотношений, разработанных
академиком А.П. Крыловым и профессором
В.А. Сахаровым.
В течение всех этапов газлифтного процесса
происходит взаимодействие пласта и скважины. В
процессе подъёма жидкости вверх по НКТ может
происходить её поступление из пласта в скважину.
Одновременно в НКТ поступает газ из затрубного
пространства. Газожидкостная смесь, образовав
шаяся в нижней части НКТ, в работе моделируется
как множество газовых (ℑ) и жидкостных (ℜ) сло
ёв. Если выполняется условие поступления жидко
сти из пласта, то на iм шаге моделирования фик
сируется одна пара слоёв. Толщина каждого слоя
определяется скоростью движения соответственно
жидкости и газа и величиной шага моделирования.
На следующих шагах моделирования отслеживает
ся перемещение по НКТ каждого слоя жидкости и
газа. Такое упрощение структуры флюида в сква
жине позволяет учесть эти составляющие потоков
в уравнениях балансов расходов и давлений. С учё
том множества ℜ уравнение баланса давлений (2)
выглядит следующим образом:
λt
( Lt ± Ltps ) ρ g + ( Lt ± Ltps ) ρ
Vtn2 +
2d
i −1
L
i −1
Pg
i
⎛ 0,03415 ρ g ( L − ( L
⎜⎜
Z tTsr
Lti
Lki
H
+
(
2d 4 / 3
0,03415 ρ g ( L − Lki−1 )
Z k Tsr
j
Уравнение баланса расходов учитывает объёмы
перетоков газа и жидкости между затрубным про
странством скважины, пластом и НКТ. В уравнении
баланса давлений учитываются давление на устье,
давление закачиваемого газа, гравитационные со
ставляющие и потери давления на трение жидкости
и газа в трубе и в затрубном пространстве скважины.
Численный метод решения системы (2) и (3) ос
нован на идеях итерационных алгоритмов в нели
нейных системах, когда на iм шаге используются
значения некоторых величин с i–1го шага моде
лирования. К таким величинам относятся давление
газа Pgi–1 в выбранной балансной точке скважины,
коэффициент сверхсжимаемости газа, коэффици
енты трения и плотности жидкости и газа. После
расчёта перечисленных величин, указанная систе
ма уравнений решается методом Ньютона.
)
+ ρ gLki−1 −
где Ltpsi = ∑ Ltp ,
Рис. 2. Схема газлифтной скважины
⎟⎟
⎠
+
0, 0094 ρ gT ( L − ( Lt i−1 ± Ltps i ))
h
0
= Pk e
i
ti −1± Ltps ) ⎞
+ PV e⎝
Vk
44
i −1
i
j
−
Vtn2i =
0, 0094 ρ gK i−1 ( L − Lk i−1 )
2( D − d1 ) 4 / 3
λki−1
2( D − d1 )
Vkn2i +
Lki−1 ρVkn2i ,
j ∈ ℜi , Ltp j – толщина jго слоя
жидкости, ℜi – множество жидкостных слоев на
iм шаге моделирования.
Моделирование непрерывного газлифта
Непрерывный газлифтный способ эксплуата
ции скважин отличается от периодического тем,
что закачка газа осуществляется постоянно. Эк
сплуатация скважин не протекает бесперебойно,
так как по различным причинам их приходится
останавливать для ремонта и вновь пускать в эк
сплуатацию. Для запуска скважины в эксплуата
цию по непрерывной схеме газлифтный промы
словый газожидкостной подъёмник оборудуется
необходимым количеством пусковых и рабочих
клапанов. Необходимо рассчитывать расстановку и
характеристику клапанов. На рис. 3 показано ком
пьютерное моделирование процессов в скважине
при непрерывном газлифте.
Естественные науки
ɚ
ɛ
ɜ
Рис. 3. Моделирование процессов в скважине при непрерывном газлифте: а) положение перед запуском скважины; б) пода
ча газа через первый пусковой клапан; в) момент начала подачи через второй пусковой клапан
Математическая модель непрерывного газлифта
также основана на системе уравнений балансов
расходов и давлений. Моделирование начинается с
запуска скважины, когда газ подаётся в затрубное
пространство. С этого момента на каждом шаге мо
делирования дополнительно к решению описанных
выше уравнений проверяется условие поступления
газа из затрубного пространства в НКТ через пуско
вые и рабочий клапаны. Минимальный перепад да
вления на клапане обеспечивается условием:
ΔPk = P1 − P2 = 0,3 ÌÏà ∀ k ∈ Ψ ,
и жидкостных (ℜp) слоёв. В уравнениях модели эти
множества учитываются как составные части мас
сы газа и жидкости в НКТ.
где Ψ – множество клапанов, установленных на
скважине; P1 – давление на уровне клапана в затру
бье; P2 – давление на уровне клапана в НКТ.
Расход газа через клапан вычисляется по фор
муле:
Q = 18,81d kl P1
T0
ξ
1
η
P0
ξ − 1 ρ g Tsr
ξ +1
⎡ P2 ξ2
P2 ξ ⎤
⎢( ) − ( ) ⎥ ,
P1
⎢⎣ P1
⎥⎦
где ξ – показатель адиабаты; η – коэффициент
расхода; dkl – диаметр отверстия клапана.
При поступлении газа в НКТ жидкость, находя
щаяся выше клапана, отсекается порцией вошед
шего в НКТ газа (рис. 4). В реальности в НКТ про
исходит образование газожидкостной смеси. В мо
дели, представленной в данной работе, принято
допущение о том, что на каждом шаге моделирова
ния столб поднимающегося в НКТ флюида разде
ляется струей внедрённого газа на два жидкостных
(на рисунке обозначенных цифрами 1, 3) и один га
зовый (2) слой. На следующих шагах моделирова
ния образуются новые пары (аналогично 2, 3) газо
вых и жидкостных слоёв. Таким образом, структура
флюида так же, как в случае периодического газ
лифта, представлена в виде множества газовых (ℑp)
Рис. 4. Работа клапана
Когда уровень жидкости в затрубном простран
стве дойдёт до рабочего клапана, газ начнёт посту
пать в НКТ через рабочий клапан, скважина выйдет
на установившийся непрерывный режим добычи.
Возможности программного пакета
Программа написана на языке Delphi. Интер
фейс программы (рис. 5) позволяет в разной форме
наблюдать динамику процесса в скважине. Кроме
этого процесс моделируется при различных исход
ных данных, в числе которых характеристики газ
лифтного промыслового газожидкостного подъём
ника, начальная высота столба жидкости, темпера
тура, давления, плотности и другие параметры.
45
Известия Томского политехнического университета. 2006. Т. 309. № 6
Рис. 5. Интерфейс программы моделирования работы газлифтной скважины
Таблица. Численные значения основных показателей процесса (фрагмент)
Программа позволяет решать ряд вопросов про
ектирования и оптимального управления работой
газлифтной скважины. Например, программа по
зволяет выбрать количество и рассчитать коорди
наты мест установки клапанов. Кроме того, имеет
ся возможность вести численный анализ всех пара
метров различных режимов эксплуатации. Напри
мер, изменяя расход закачиваемого газа, можно
обеспечить максимизацию добычи нефти из сква
жины и минимизацию удельного расхода закачи
ваемого газа. В процессе одного или нескольких
вариантов моделирования программа формирует
отчёт, где фиксируются численные значения ос
новных показателей процесса, см. таблицу.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных
смесей в вертикальных трубах и промысловых подъёмниках. –
М.: Нефть и газ, 2004. – 391 с.
2. Акопян Б.А. Разработка методики расчёта режимов работы пе
риодического газлифта: Дис. ... к.т.н. – М.: МИНГ, 1989.
3. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Спра
вочное руководство по проектированию разработки и эксплу
атации нефтяных месторождений. Проектирование разработ
ки. – М.: Недра, 1983. – 463 с.
4. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. и др. Справочное
пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. – М.:
Недра, 1984. – 360 с.
46
Выводы
Детальное компьютерное моделирование про
цессов при непрерывном и периодическом газлиф
тах позволило проанализировать динамику выход
ных показателей процессов при широком варьиро
вании исходных и регулируемых параметров. Такой
анализ позволил уточнить модель.
Созданный программный пакет позволяет ре
шать задачи выбора технических решений при об
устройстве газлифтных промысловых газожидкост
ных подъёмников, а также просчитывать режимы
работы газлифтной скважины при её эксплуата
ции.
5. Сахаров В.А., Мищенко И.Т., Богомольный Г.И., Мохов М.А.
Периодическая эксплуатация нефтяных скважин. – М.:
Издво МИНГ, 1985.
6. Диб Айман Реда. Разработка методики расчёта параметров ра
боты скважин при периодическом газлифте: Дис. ... к.т.н. – М.:
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.
7. Чикайса Финлай Дарио. Разработка методики расчёта перио
дического газлифта с отсечкой газа у башмака подъёмника:
Дис. ... к.т.н. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.
8. Дмитриев Н.М., Кадет В.В. Введение в подземную гидромеха
нику. – М.: Интерконтакт, Наука, 2003.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
6
Размер файла
947 Кб
Теги
моделирование, режимов, pdf, работа, скважин, газлифтном
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа