Анализ работы компрессорных скважин с учетом процессов самоорганизации Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ДОБЫЧА

А.в. мамедов, нгуен тхань лонг, Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия -НИИ «Геотехнологические проблемы нефти, газа и химия», г. Баку Рецензент - т.Ш. салаватов, академик РАЕН

анализ работы компрессорных скважин с учетом процессов самоорганизации

Широкое внедрение компрессорного способа добычи нефти делает актуальным вопрос о подборе оптимальных режимов работы скважин с целью экономии рабочего агента, улучшения работы газлифтного подъемника с помощью различных технологических приемов. С другой стороны, эффективность разработки месторождения требует учета степени и характера взаимодействия между скважинами.

Обычно взаимодействие между скважинами рассматривается на основе линейных соотношений между депрессиями и дебитами скважин с использованием коэффициентов взаимовлияния. Однако во многих практически важных ситуациях использовать такой подход нельзя. Это связано с тем, что характеристика самой скважины (подъемника) может быть нелинейной. Нелинейность характеристики скважины может определяться как способом эксплуатации, так и условиями подъема жидкости в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Так, например, нелинейная связь между расходом и давлением имеет место при газлифтном и фонтанном способе добычи нефти. При подъеме в скважине высоковязких нефтей потери на трение достигают ощутимых значений, связанных с увеличением скорости потока, и гидравлические сопротивления возрастают, однако, при этом уменьшаются и тепловые потери, а, следовательно, вязкость нефти по стволу вверх увеличивается в меньшей степени, что приводит к снижению сопротивлений. В результате зависимость перепада давления от дебита имеет две экстремальные точки. Изменение способа эксплуатации или тех-

нологических параметров работы скважин приводит к изменению характера их взаимодействия, проявляющегося наиболее сильно, из-за нелинейности взаимодействия между скважинами, в частности, при газлифтном способе добычи.

Для анализа характера взаимодействия между скважинами рассмотрим более подробно характеристику газ-лифтной скважины в простейших условиях идеального подъемника. Такое допущение, с одной стороны, качественно отвечает существу дела, с другой — позволяет качественно оценить влияние технологических параметров на характер взаимодействия между скважинами.

Определим зависимость забойного давления р3 в газлифтной скважине от дебита жидкости. Для того, чтобы упростить задачу примем следующие допущения, справедливые для идеального подъемника:

а) считаем процесс подъема жидкости изотермическим, т. е.

рУГ = р(^Г0 (1)

где индекс 0 соответствует нормальным условиям; р и V - давление и объем газа;

б) пренебрегаем проскальзыванием

газа относительно жидкости и малой величиной удельного веса газа по сравнению с удельным весом жидкости, т. е. положим, что удельный вес смеси жидкости и газа, поступающего в скважину через рабочий клапан

Усм = Уж(1 - ф) (2)

Здесь уж - удельный вес жидкости; ф - объемное газосодержание в данном сечении;

в) пренебрегаем выделяющимся из нефти газом по сравнению с расходом рабочего агента;

г) пренебрегаем гидравлическими сопротивлениями по сравнению с давлением столба газированной смеси в скважине. Для каждой точки по стволу скважины давление меняется с изменением величины столба смеси следующим образом:

dp = Ус-^ (3)

Учитывая принятые допущения, получим

dp = У»

Qж

dh

Yжdh

1 + q■

Ро

(4)

q

0ж

- удельный расход нагнетаемого газа. После разделения переменных, интегрирования в пределах от устья до точ-

38 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № 2 \\ февраль \ 2008

ки ввода газа Н получим Рн - Ру + qРо 1п ——11-= YжДh

(5)

ДЬ| - высота столба от точки ввода газа до устья скважины.

Учитывая, что Рз - ру + Рн + Yжh, где Yжh - постоянная величина веса столба жидкости высотой от забоя до точки ввода газа; ру - заданное устьевое давление, изменение забойного давления определяем только поведением решения рн уравнения (5).

Имея ввиду, что рн неявно зависит от Qж, определим характер этой зависимости. Продифференцируем (5) по Qж

dp Р0 dpн . рн dq „ . . —— + q—0 ——1 + Р0 1п —н ——= 0 (6) dQж Ру dQж ру dQж

или

dp ,л п Р0 ч _ п Рн dq

dQж ( Рн) 0 Ру dQж ( )

Левая часть (7) — величина положительная,

Р0 1п ——н

- также больше нуля, следовательно, изменение рз с изменением Qж определяется поведением dq

Ж

Ввиду того, что на графике зависимости q от Qж на левой, падающей ветви

dq

d0>

н > 0,

а на правой, возрастающей

dq

d0>

н < 0,

с учетом знака зависимость рз от Qж можно качественно представить в виде кривой с экстремумом, которая апрок-симируется квадратным трехчленом. Максимум зависимости соответствует в принятой модели минимуму зависимости q(Qж).

Примем систему двух взаимодействующих добывающих скважин

ДР! = ац^ + al2Q2 } (8)

ДР2 = a21Q1 + а2Д ( )

Для упрощения рассмотрим взаимодействие газлифтной скважины со

скважиной, эксплуатируемой механическим способом. Для газлифтной скважины исходя из вышеизложенного можно записать

ДР1 = а1 + Ь^ - c1Q12 (9)

где а1, Ь1, С1 > 0.

После подстановки (9) в (8) получим

а1 + blQl - СЛ2 = ац01 + а120г } (10)

ДР2 = a21Q1 + а2Д

Исключая из первого уравнения системы (10)

Q1, Q 2 = Д— - a2lQl ,

а22

получим квадратное уравнение относительно Q1

а12а2

С1О12 + (Эц - Ь,

)

. 0, + —2—1

а, = 0

В случае, когда

Э12а а

(_Ь2 + а,, - —І1)2 < 4сі, ■

аі2Др2

(11)

а,) (12)

22

Начато серийное производство переносного рентгеновского аппарата непрерывного действия АРИНА-6. В отличие от известных импульсных аппаратов серии АРИНА, новый аппарат выполнен на термоэмиссионной трубке. АРИНА-6 состоит из рентгеновского моноблока и пульта управления.

Оригинальные инженерные ------------------

решения позволили создать малогабаритный и легкий аппарат, высокой просвечивающей способности, который может с успехом использоваться в полевых условиях.

ООО «СПЕКТРОФЛЭШ»

197110 г. Санкт-Петербург ул. Малая Зеленина, 1 тел.: (812) 235-61-18 тел./факс: (812) 235-35-29 е-таіі: info@spectroflash.ru www.spectroflash.ru

Технические характеристики

Анодное напряжение.................150-250 кВ

Анодная мощность.......................150 Вт

Диаметр фокусного пятна................1 мм

Выход излучения......боковой конус 50 град

Напряженность цикла......................1:1

Масса моноблока..........................8 кг

Масса пульта управления..................4 кг

Длина кабеля.............................25 м

Напряжение питания............220 В, 50 Гц

Новая разработка ООО «СПЕНТРОФЛЭШ»

Высокое качество снимков Большой ресурс работы Мощность излучения в 3 раза выше, чем у импульсных аппаратов Невысокая стоимость

у

•к

22

22

22

у

ІиІитУНДГі*

t, Ч

-♦—эффективная ветвь регулировочной кривой -■—неэффективная (нисходящая) ветвь

уравнение (11) не имеет действительных решений, т. е. работа системы рассмотренных скважин носит нестационарный характер.

Исходя из приведенных рассуждений, можно проводить анализ различных технологических условий. Так, например, неравенство (12) выполняется при достаточно б ольших значениях параметра сг Увеличение параметра с^ соответствует снижению удельного расхода газа.

Таким образом, добиваясь, например, снижения удельного газосодержания различными методами — применением ПАВ, диспергаторов и т. п. (что в (12) соответствует возрастанию с^, т. е. улучшая хара ктеристики газлифтной скважины, можно нарушить устойчивую работу системы скважин даже в том случае, когда изменение режима работы газлифтной скважины происходит в группе взаимодействующих с ней и между собой скважин с устойчивыми линейными характеристиками. При анализе работы газлифтной скважины предлагается учит ывать динамическое развитие системы «скважина-пласт», т.е. возможности НКТ и термобарическое состояние призабойной зоны пласта, что является одн им из основополагающих факторов самоор-ганизационных п роцессов, обуславливающих устойчивую работу системы

скважин, учет которых необходим для своевременного регулирования техно-логиче ских режимов.

Следовательно, процессы взаимодействия и самоорганизации скважин приводят к необходимости системного подхода к выбору и регулированию техн ологических режимов и введению обобщенных оценок работы группы взаимодействующих скважин, в отличии от традиционных методов подбора параметров для каждой скважины в отдельности [1].

Следует отметить, что анализ результатов экспериментальных и промысловых исследований показывает, что временные ряды замеров дебита жидкости газлифтных скважин Q(t), снятые при работе на неэффективной (нисходящей) ветви регулировочной кривой Q = Q(V), обладают фрактальными характеристиками, существенно отличающимися от фрактальных характеристик временных рядов замеров, снятых на эффективной (восходящей) ветви [2]. Это, по-видимому, связано с потерей устойчивости стационарного режима работы скважин при избыточном увеличении расхода рабочего агента и, как следствие, изменением состояния системы «скважина-пласт» в целом. В области неустойчивости возникают автоколебания, амплитуда которых значительно превы-

шает амплитуду обычного «шума», наблюдаемого при работе так называемого оптимального режима. На рисунке приведены временные ряды замеров дебита, характерные для большинства газлифтных скважин морских нефтяных месторождений [3]. Часто графики таких временных рядов оказываются фрактальными, состоящими из частей, в каком-то смысле подобными целому. В количественном выражении такие кривые можно охарактеризовать размерностью Хаусдорфа D, показателем Херста, корреляционной размерностью и другими фрактальными характеристиками [4].

В таблице указаны значения показателя Херста (Н), вычисленные по временным ряда м замеров дебита, характерных приведенному рисунку и снятых на нескольких газл ифтных скважин ах морских месторождений при работе в двух различных режимах.

№ Эффективная ветвь Неэффективная ветвь

1 0.728 0.537

2 0.719 0.528

3 0.775 0.544

4 0.763 0.487

5 0.746 0.502

Как видно, неэффекти вная ветвь характеризуется во всех рассмотренных случаях уменьшением показателя Н. Интервал изменения п оказателя Херста для эффективной ветви 0,7 < Н <

0,8 характерен для природных процессов, подверженных процессам самоорганизации [5-6].

Таким образом, показатель Херста может быть использован для диагностирования режима работы по данным нормальной эксплуатации газлифтной скважины и учитывает динами ческое развитие системы «скважина-пласт», т.е. возможности НКТ и термобарическое состояние призабойной зоны п ласта, которые явл яются одним из основополагающих факторов самоор-ганизационных про цессов. Разработанные методические положе-

40 \\ ТЕРРИТОРИЯНЕГОТЕГАЗ\\

\\ № 2 \\ февраль \ 2008

□□□ «ПромГ руппПрибор»

ния позволяют без проведения специальных гидродинамических исследований регулировать режимы работы компрессорных скважин на основе своевременного диагностирования состояния пластовой системы. Предлагаемый подход апробирован при анализе работы ряда компрессорных скважин морских месторождений Азербайджана и Вьетнама.

ЛИТЕРАТУРА

1. Мамедов А.В. Альтернативный подход регулирования режима работы газлифтных скважин. Москва, Территория «Нефтегаз» № 10, 2004, с.52-57

2. Мирзаджанзаде А.Х. , Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Москва-Ижевск, ИКИ, 2004, -368с.

3. Мирзаджанзаде А.Х. Алиев Н.А. , Юсифзаде Х.Б. и др. Фрагменты разработки морских нефтегазовых месторождений. Баку, МВНА, 1997, -408с.

4.Мандельброт Б. Фрактальная геометрия природы. М. , ИКИ, 2002, -656с.

5. Николис П., Пригожин И. Самоорганизация в неравновесных системах. М.: Мир, - 1979, -372с.

6. Салаватов Т.Ш. , Мамедов А.В. Анализ текущего состояния режимов работы компрессорных скважин на основе энтропийного подхода. Москва, Территория «Нефтегаз» № 8,2007, с.34-41.

КОМПЛЕКСНЫЕ ПОСТАВКИ

ОБОРУДОВАНИЯ

ДЛЯ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО

КОНТРОЛЯ

» ультразвуковой контроль » радиографический контроль » дозиметрический контроль (ДКГ-РМ1203М, ДКГ-РМ1621, ДКС-АТ1123, ДКС-АТ2503) » контроль изоляции трубопроводов (ИПИТ-2, ИПИТ-ЗМ, ДКИ-3, УКТ-2, ИА-1)

» визуальный контроль » магнитопорошковый и вихретоковый контроль » капиллярная дефектоскопия » твердометрия

» контроль герметичности резервуаров » газоаналитическое оборудование (ИГ-6, ИГ-7, ИГ-9, МС-1, ИГ-5, ИГ-IG, ИГД-1)

115088, г. Москва, ул. Шарикоподшипниковская, д. 4 тел./факс: (495) 981-37-28 (29), 514-13-56 www.pgpribor.com, e-mail: pgp-2Q04@mail.ru