CC BY
14Ремонт или замену фонтанных арматур необходимо проводить на скважинах, оснащенных старыми фонтанными арматурами Бакинского производства, с негерметичными задвижками, в процессе плановых КРС.
В случае негерметичности устьевого оборудования работы по устранению негерметичности с помощью установки цементного моста приводит к последующему загрязнению ПЗП и ухудшению ФЕС при разбуривании моста. Для ликвидации негерметичности устьевого оборудования следует вместо цементного моста устанавливать изоляционный пакер, что позволит снизить, если не полностью предотвратить, загрязнение ПЗП. Замену неисправных задвижек необходимо проводить под давлением, с привлечением противофонтан-ной службы.
Список литературы
1. Кряквин Д.А. Результаты капитального ремонта скважин на месторождении Медвежье в 2007 году // Результативность проведения геолого-технических мероприятий: Материалы совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (Кисловодск, 18-22 февраля 2008 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 2008.- С. 40-47.
2. Кустышев А.В. Некоторые закономерности капитальных ремонтов газовых скважин на месторождениях Западной Сибири // Известия вузов. Нефть и газ. 2007. № 3.- С. 12-17.
3. Кряквин Д.А., Кривенец Т.В., Кустышев А.В. Проблемы и пути их решения при выполнении КРС на Медвежьем месторождении // Геология, география и глобальная энергия. 2009. N° 4.- С. 249252.
4. Пат. 2373377 РФ. Е 21 В 33/138, С 09 К 8/467. Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине / А.В. Кустышев, Д.А. Кряквин, Н.Е. Щербич, А.В. Немков, Д.А. Кустышев и др. (РФ). -№ 2008110664, Заяв. 19.03.08; Опубл. 20.11.09, Бюл. № 32.
Сведения об авторе
Кряквин Д.А., аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, зав. сектором ООО «ТюменНИИгипрогаз», тел.: 8 (3452) 286-697
Kryakvin D.A., post-graduate student, Tyumen State Oil and Gas University, head of sector of the Limited Liability Company "TyumenNIIgiprogas", phone: +7 (3452) 286-697
УДК 536.421; 622.276 КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ В ОСНАЩЕННОЙ
ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМИ НАСОСАМИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЕ
А.А. Губайдуллин, Н.Г. Мусакаев, С.Л. Бородин
(Институт теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Нефтегазовая смесь, компьютерное моделирование, вертикальная скважина Oil-and-gas mix, computer simulation, vertical well
Computer simulation of processes in the oil-and-gas production well equipped with an electrical centrifugal pump. Gubaidullin A.A., Musakaev N.G., Borodin S.L.
A mathematical model of the upward flow of oil and gas mix in the vertical well equipped with ECP is offered. The model computer realization has been run. The numerical study of heat-and mass transfer processes and critical parameters influence on the flow structure and temperature environment in the well has been carried out. Depending on the gas-oil ratio, flow rate and bot-tomhole pressure the parameter regions corresponding to the bubble- or gas-piston flow structure have been calculated. The analysis is made of the relationship between the temperature conditions in the well and the fluid type and its behavior in the annulus, the material and thickness of the heat insulation layer on the tubing external wall, the ECR running depth and its flow rate characteristics. Fig.3, ref. 8.
На сегодняшний день на многих нефтяных месторождениях России из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий процесс добычи нефти возможен лишь при его модернизации [1]. Одним из перспективных методов при этом является применение в добывающих скважинах установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Однако
эффективность работы УЭЦН может быть резко снижена при наличии осложняющих факторов. В первую очередь, это факторы, обязанные своим происхождением условиям формирования залежи (наличие газа и механических примесей в добываемой из пласта жидкости, отложения твердой фазы и т.п.) [1, 2]. В связи с этим становятся актуальными теоретические исследования процессов, происходящих при восходящем течении нефтегазовой смеси в вертикальной скважине. Установленные в ходе такого исследования закономерности и рассчитанные с их учетом параметры могут служить основой для выбора оптимального режима эксплуатации скважин принятием соответствующих технологических и инженерных решений.
Математическая модель. В настоящее время компьютерное моделирование стало мощным инструментом познания реальных процессов, в том числе и процессов в нефтяных скважинах, оснащенных УЭЦН [3]. При записи уравнений математической модели восходящего течения нефтегазовой смеси в вертикальной скважине используем результаты работ
Рассмотрим одномерное безынерционное течение газожидкостной смеси в вертикальной скважине; скважина оснащена УЭЦН длины L. Ось г направим вертикально вверх, пусть ее начало совпадает с забоем скважины.
Примем, что газожидкостная смесь в стволе скважины состоит из трёх компонент: тяжёлой (Н), средней (М и лёгкой (Ь). В жидкой фазе присутствуют все три компоненты; в газовой - средняя и лёгкая компоненты.
При математическом моделировании газожидкостного потока примем следующие основные допущения: течение в стволе скважины установившееся; жидкость несжимаемая; температуры газа и жидкости совпадают; фазовые переходы происходят в равновесном режиме. Кроме того, предположим, что полный массовый расход смеси (т), а также массовый расход легкой компоненты (т^у) по высоте скважины не изменяются:
где т1 (г=I, g) - массовый расход г-й фазы через сечение скважины с координатой г; к,ф (1=1, g; ]=Н, М, L) - концентрация в г-й фазе]-й компоненты. Здесь и далее нижними индексами I и g отмечены параметры жидкой и газовой фаз; нижние индексы в скобках (Н), (М) и (Ь) относятся к тяжёлой, средней и легкой компонентам соответственно. Уравнение сохранения импульса имеет вид
где р - давление; р - плотность смеси; g - ускорение свободного падения.
Объемную плотность силы трения между потоком и стенкой подъёмной колонны скважины зададим выражением:
где Х0 - коэффициент гидравлического сопротивления; щ - поправка на структуру потока (при пузырьковой структуре потока щ = 1); Ш - приведённая скорость смеси; К - внутренний радиус трубы, в которой движется нефтегазовая смесь;
Ш и V! (1=1, g) - приведённая и истинная скорости г-й фазы, соответственно; а - объёмное газосодержание.
Для определения коэффициента гидравлического сопротивления воспользуемся формулой Черчилля [6]:
[4, 5].
mi + mg = m = const, mlkl (L) + mgkg (L) = m( l) = const,
С = ! 2,4571п
(7/Яе )0,9 + 0,135е/Я
Яе =
2ЯрЖ И
где Яе - число Рейнольдса; е - средний размер шероховатости стенки подъёмной колонны скважины; и - динамический коэффициент вязкости смеси.
Объёмное газосодержание при пузырьковой структуре потока зададим следующим эмпирическим соотношением:
а = -
Р
1,2 + 1,53Ег
-0,5
(./ 4& (рР-р0 )Я2 Р
Р =
( о 1 + р Щ
-1
рР т
Ег = ■
рР& 2
& /
2 8 (Рр^Р0)Я
где и - объёмное расходное газосодержание; Ег - число Фруда; р 0 (г=1, &) - истинная плотность г'-ой фазы; а - поверхностное натяжение на границе жидкость-газ. Если выполняется соотношение [6]:
Ж, > 3Жа -1,15
1 &
<я 1 р\-V рР )^р0 1 рР
то считаем, что поток имеет пузырьковую структуру, иначе - снарядную. Выражения для параметров снарядного потока в работе не приведены. Уравнение притока тепла может быть получено в виде [7]
dz
(
_ V р &
т.+А
о +
" "(Ь)
О,
А& • В В' р
ёр dz
тс+
А1 р(М) А р(М)
О
(Ь)
В' р
А1 = т1 (Ь(Ь) Ь(М) + Ь(ЬМ)), А& = т8Ь(
8Ь(ЬМ),
Ь
Ьтк
(ЬМ)
'(Ь)к1 (Ь) + Ь(М)
Ь(М)(1 к1 (Ь))
к&(Ь) к1(Ь)
В = ■
Я(М )(1 к& (Ь))
Я(М )(1 - к& (Ь)) + Я(Ь)к& (Ь)
В' = -
, -Т*/ т
тс = тгсг + т&с&, р(М) = р*е '
_-^(М) Я( Ь)_
(Я(М)(1 - к8 (Ь)) + Я( Ь)к8 (Ь))2
р'(М) = р(МТ*1т2,
20Ю
Нефть и газ
61
где T - температура потока; GlL) - постоянная Генри; qw - интенсивность теплообмена между потоком и стенкой подъёмной колонны скважины; L(M) и L(L) - удельные теплоты испарения жидкой фазы и выделения растворённой в жидкости лёгкой компоненты, соответственно; R(M) и R(L) - газовые постоянные для паров жидкости и для лёгкой компоненты соответственно; ct (i=l, g) - удельная теплоёмкость i-й фазы при постоянном давлении; T* и p* - эмпирические аппроксимационные параметры.
Для массовых концентраций лёгкой компоненты в жидкой и газовой фазах примем со, p - P(M)(T) , f- R(L) • P(M)(T) ^
отношения: kl(L) =-^-> kg(L)~ 1 -L-—-
G(L)
1 + -
RM) (P-P(M)(T))
Установка погружных электроцентробежных насосов вызывает скачок давления сква-жинного потока, который примем в виде следующей функции от массового расхода [4]:
Ар = А + А1 • т + А2 • т2,
где А0, А1 и А2 - коэффициенты, рассчитываемые согласно техническим характеристикам насоса.
Скачок температуры газожидкостной смеси в результате теплообмена с насосом и с учетом тепловых потерь в окружающую горную породу можно определить из соотношения:
Д T =
^T - RßdTd + RcßText ^
1 Rßd + Rcß
(e-2n(Rßd + Rcß)Ljmc - 1)
где Т1 - температура потока перед УЭЦН; рл - коэффициент теплопередачи между газожидкостным потоком и двигателем установки; Тл - температура двигателя; Кс - радиус скважины; в - коэффициент теплопередачи через систему труб скважины; Тех, - геотермальная температура; L - длина установки.
На основе представленной математической модели разработан программный продукт, проведено численное исследование процессов в скважине и влияние определяющих параметров на структуру потока и температуру внутренней стенки подъёмной колонны скважины.
Численное моделирование. Численный эксперимент выгодно отличается от лабораторного или промыслового тем, что есть возможность исследовать влияние каждого определяющего параметра изучаемого явления в отдельности в широком диапазоне значений.
При проведении расчетов использованы следующие значения параметров: т = 50 т/сут; ОЕ = 100 м3/т; КНКТ = 0,0315 м; КЭК = 0,084 м; Кс = 0,125 м; Н = 2500 м; рь = 25 МПа; р1 = 20 МПа; Т/ = 342 К; е = 1,510-5 м; р" = 850 кг/м3; КМ) = 52 м2/(с2-К); Ку = 520 м2/(с2-К); X, = 0,13 Вт/(мК); с, = 2100 м2/(с3-К); с!, = 2500 м2/(с3-К); LM) = 2,3-105 м2/с2; L(L) = 104 м2/с2; Нр = 1500 м; Мр = 50 т/сут.
Здесь ОЕ - газовый фактор; рь - пластовое давление; р^^ и Т^^ - давление и температура потока на забое скважины; Нр и Мр - глубина подвески и массовый расход УЭЦН. Температура на внешней границе скважины принимается равной геотермальной, в затрубном пространстве находится нефть.
Известно, что для эффективной работы УЭЦН необходимо, чтобы на входе установки структура потока была пузырьковой, в этой связи изучено влияние различных параметров на структуру потока в подъёмной колонне скважины (рис. 1).
Области параметров, расположенные ниже рассчитанных кривых (см. рис. 1), соответствуют пузырьковой структуре потока. При увеличении газового фактора интервал, в котором существует пузырьковая структура потока, сужается, что приводит к необходимости устанавливать УЭЦН на большей глубине (см. рис. 1а). При достижении газовым фактором высоких значений весь поток будет иметь снарядную структуру и использование УЭЦН без дополнительного оборудования (газосепаратор) станет неэффективным.
"г, м
\ от
м3/т
а)
в)
б)
Рис. 1. Расположение границы между пузырьковой и снарядной структурой потока в зависимости от газового фактора (а), дебита (б) и давления на забое (в)
Увеличение дебита и снижение давления на забое приводят к аналогичным последствиям (см. рис. 1). Поэтому при установке насоса необходимо учитывать зависимость глубины его погружения от массового расхода насоса.
Известно, что одним из осложнений, возникающих при эксплуатации скважины, является выпадение твердой фазы (парафинов). Основной причиной отложения парафинов является снижение температуры стенки подъёмной колонны скважины ниже температуры начала их кристаллизации Тс [8]. Поэтому в работе проведён анализ влияния различных факторов на температурную обстановку в скважине, оснащенной УЭЦН. Рассматривались ситуации, когда в затрубном пространстве находится вода, нефть или газ; газ может быть неподвижным или находится в состоянии термогравитационной конвекции; подъемная колонна может быть покрыта теплоизолирующим материалом различной природы и толщины (рис. 2).
Использование в затрубном пространстве флюида с меньшим коэффициентом теплопроводности увеличивает температуру стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины (см. рис. 2а). Это приводит к уменьшению глубины начала отложения парафинов, а следовательно, к уменьшению толщины парафинового слоя.
г, м Нефть
Покоящийся газ
О 10 20 30 Тс 50 60 70 80
5
в)
0 10 20 30 Т 50 60 70 80
2500 2000 1500 1000 500 0
14] б)
Газ в состоянии . термогравитаад конвекции \ \ Ьнной4 Д С]
-1-1-1-1- -п Т., °с
0 10 20 30 Тс 50 60 70 80
Рис. 2. Профили температуры внутренней стенки подъёмной колонны скважины Тдля различных флюидов в затрубном пространстве (а), различного поведения газа в затрубном пространстве (б) и различной толщины теплоизолирующего слоя йк (мм) на внешней стенке НКТ (в)
В случае неподвижного газа выпадение парафинов вообще не происходит. Учитывая, что газ в затрубном пространстве может находиться в состоянии термогравитационной конвекции, проведён расчёт, результат которого (см. на рис. 2б). Видно, что при конвективном
течении газа в затрубном пространстве температура стенки подъёмной колонны по всей высоте скважины выше, чем при наличии в затрубном пространстве воды или нефти, но вблизи устья температура начала кристаллизации парафина всё же достигается.
Для предотвращения отложений парафинов рядом исследователей рекомендуется использовать теплоизолированные НКТ. Приведены результаты расчётов для различной толщины теплоизолирующего слоя (пенополиуретан, X = 0,028 Вт/(мК)) на внешней стенке НКТ, оставшееся затрубное пространство заполнено нефтью На (см. рис. 2в). Видно, что теплоизоляция НКТ ведет к существенному повышению температуры потока по высоте скважины, что объясняется снижением теплопередачи в окружающие горные породы. Таким образом, применение теплоизолированных труб может служить в качестве превентивного метода борьбы с парафиноотложениями. Негативной стороной использования теплоизолированных НКТ является то обстоятельство, что изготовление подобных труб достаточно сложно и не всегда экономически оправдано.
При прохождении через УЭЦН температура нефтегазовой смеси увеличивается в результате теплообмена с погружным электродвигателем установки, это может привести к улучшению температурной обстановки в скважине. В этой связи проведено численное исследование влияния глубины погружения и массового расхода УЭЦН на температуру внутренней стенки подъёмной колонны скважины (рис. 3).
Рис. 3. Профили температуры внутренней стенки подъёмной колонны скважины Tw для различной глубины погружения (а) и массового расхода (б) УЭЦН:
линии 1, 2, 3 и 4 (а) соответствуют глубине подвески УЭЦН Hp = 500, 1000, 1500 и 2000 м;
линии 1, 2 и 3 (б) соответствуют расходу установки Mp = 50, 75 и 125 т/сут; Hp = 2000 м
Результаты расчетов показывают, что подвеска насоса на большей глубине приводит к улучшению температурного режима в скважине и, как следствие, к увеличению высоты начала отложений парафинов и сокращению их количества (см. рис. 3 а). Это можно объяснить тем, что до прохождения через насос нефтегазовая смесь движется в эксплуатационной колонне, тепловые потери больше, чем при её движении в насосно-компрессорных трубах после УЭЦН. Увеличение расходной характеристики УЭЦН уменьшает скачок температуры газожидкостной смеси при переходе через насос (см. рис. 3б). Однако при дальнейшем движении смеси к устью скважины температура внутренней стенки подъёмной колонны имеет меньший градиент. Последнее обстоятельство можно объяснить тем, что увеличение массового расхода смеси приводит к повышению скорости движения фаз, и поток, двигаясь к устью, успевает отдать меньшее количество тепла в окружающие горные породы.
Вывод
Для расчётной скважины варьированием глубины погружения и расходной характеристики УЭЦН можно добиться оптимальной температурной обстановки в скважине (температура стенки подъемной колонны Tw становится выше температуры начала кристаллизации парафина Tc) и тем самым сократить либо предотвратить отложение твердой фазы.
Работа выполнена при финансовом содействии Совета по грантам Президента Российской Федерации для государственной поддержки ведущих научных школ РФ (Грант НШ-4381.2010.1).
Список литературы
1. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений // Нефтегазовое дело. - 2005. - www.ogbus.ru/authors/Zeigman/Zeigman_1.pdf.
2. Lea J.F. and Bearden J.L. ESP's: On and Offshore Problems and Solutions//SPE March.-1999 -P. 28-31.
3. Губайдуллин А.А. Приложения механики многофазных систем к разведке, добыче и транспорту нефти и газа // Известия вузов. Нефть и газ. - 1999. - №2. - С.49-61.
4. Гизатуллин Р.Г., Мусакаев Н.Г., Шагапов В.Ш. Математическая модель работы скважины с установкой центробежных электронасосов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2004. - N° 2. - С.23-28.
5. V.Sh. Shagapov, N.G. Musakaev, N.S. Khabeev, S.S. Bailey, Mathematical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraffin deposits and external heat exchange // International Journal of Heat and Mass Transfer. - 2004. - Vol. 47, No.4. - P. 843-851.
6. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках: Пер. с англ. - М.: Недра, 1986. - 204 с.
7. Shagapov V.Sh., Borodin S.L., Gubaidullin A.A., Duong Ngoc Hai, Musakaev N.G. Mathematical Modeling of Upward Flow of a Liquid-Gas Mixture in a Vertical Well // Proceedings of International Workshop on «Thermal Hydrodynamics of Multiphase Flows and Applications», May 5-6 2009, Hanoi-Vietnam. -P. 161-172.
8. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиноотложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1969. - 192 с.
Сведения об авторах
Губайдуллин А.А., д.ф.-м.н., профессор, директор, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.: (3452) 22-93-19, е-mail: timms@tmn.ru
Мусакаев Н.Г., к.ф.-м.н., доцент, заведующий лабораторией, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.: (3452) 22-93-20, е-mail: musakaev@ikz. ru
Бородин С.Л., младший научный сотрудник, Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики им. С.А. Христиановича СО РАН, тел.: (3452) 22-93-20, е-mail: timms@tmn.ru
Gubaidullin A.A., PhD in Physics and Mathematics, professor, Director of Tyumen Branch of the Institute for Theoretical and Applied Mechanics named after Khristianovich S.A., SB RAS, phone: (3452) 22-9319, е-mail: timms@tmn.ru
Musakaev N.G., Candidate of Sciences in Physics and Mathematics, Head of Laboratory, associate professor at Tyumen Branch of the Institute for Theoretical and Applied Mechanics named after Khristianovich S.A., SB RAS, phone: (3452) 22-93-20, е-mail: musakaev@ikz.ru
Borodin S.L., junior scientific worker, Tyumen Branch of the Institute for Theoretical and Applied Mechanics named after Khristianovich S.A., SB RAS, phone: (3452) 22-93-20, е-mail: timms@tmn. ru
УДК 532.546:949.8
О ВЛИЯНИИ НЕОДНОРОДНОСТИ НАКЛОНА ПЛАСТА НА ПРОЦЕССЫ НЕФТЕДОБЫЧИ
О.Б. Бочаров, И.Г. Телегин
(Институт водных и экологических проблем СО РАН, Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Нефтеотдача, водонасыщенность, гравитация, наклон пласта, неоднородность Oil recovery, water saturation, gravity, stratum inclination, nonuniformity
Influence of reservoir inclination nonuniformity on oil recovery processes. Bocharov O.B., Teleguin I.G.
Using numerical experiments the influence of productive stratum inclination nonuniformity on oil recovery and saturation redistribution is analysed. One-dimension two-phase filtration Muskat-Leverett model taking into account the gravity and capillary forces is used. Some recommendations on improvement of oil displacement methods efficiency are proposed. Fig. 10, ref. 3.
Для описания процессов вытеснения несмачивающей жидкости (нефти) смачивающей (водой), как правило, используется простая модель Баклея-Леверетта, в которой не учитывается значительная часть эффектов.
В данной работе с помощью более сложной модели Маскета-Леверетта (МЛ - модель), учитывающей капиллярную разность давлений [1], численно исследуются одномерные за-
