CC BY
9Выводы
На Южно-Харампурском и Фестивальном месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» обоснована и доказана эффективность применения «большеобъемных» ГРП на 100%-ных обводненных скважинах, находящихся в консервации. После нескольких успешных операций, доказавших правильность использованной методики, принято решение подвергнуть ГРП все аналогичные скважины. К настоящему времени выполнено 10 операций по ГРП, что привело к суммарному приросту добычи 330 тонн/сут.
Список литературы
1. А. Б. Уотерс: « Гидравлический разрыв - что это?» / август 1981 г. /.
2. «Оценка гидроразрыва методами анализа неустановившегося давления», доклад № 10043, представленный в 1982 г. SPE на международной нефтяной выставке и технологическом симпозиуме .
3. Р. У. Дж. Вич и Московидис З. А.: «Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва», представлено на конференции инженеров-нефтяников 1986 г.
Сведения об авторах
Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м.н., зав.кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государственный горный университет, тел.: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Аскеров Амин Акиф оглы, аспирант, Уральский государственный горный университет, тел: (34936) 5-75-39 email: Askerov.A.M@mail.ru
Юсифов Теюб Юсиф оглы, научный сотрудник ООО «РН-УфаНИПИнефть», тел: 89373087202, e-mail: Yusi-fovTY@ufanipi. ru
Panyak S. G., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of the Chair of Geology, The Ural State Mining University, phone: (343) 257-41-05, e-mail:panjaks@rambler.ru
Askerov A. A., post graduate student, The Ural State Mining University, phone: (34936) 5-75-39, e-mail: Ask-erov.A.M@mail.ru
Yusiphov T. Yu., scientific worker, «RN-UfaNIPIneft, Ltd.», phone: 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi. ru
УДК 622.02:531
МОДЕЛИРОВАНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ
SIMULATION OF PERFORATIONS DEFORMATION AT VARIOUS MODES OF PRODUCTION WELL PERFORMANCE
С. Н. Попов
S. N. Popov
Институт проблем нефти и газа РАН
Ключевые слова: метод конечных элементов, перфорационные отверстия, напряженно-деформированное состояние, зона разрушения, депрессия, призабойная зона скважины Key words: finite element method, perforations, mode of deformation, deformation zone, depression, bottomhole zone
В последнее время все больше внимания уделяется проблемам механики горных пород применительно к разработке месторождений углеводородов. С этим связаны многочисленные проблемы, возникающие при отработке продуктивных объектов: оседание земной поверхности при истощении запасов и снижении пластового давления на месторождениях; нарушение конструктивных элементов скважин; изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в процессе увеличения эффективных напряжений в коллекторе [1]; деформации продуктивных объектов трещинного и трещинно-порового типа по системам трещин [2]. Наиболее интенсивные деформационные процессы происходят в призабойной зоне скважин, что связано с образованием депрессионной воронки, в особенности при низких забойных давлениях, по отношению к пластовому. В связи с этим актуальным вопросом является моделирование геомеханических эффектов в прискважинной зоне.
В данной работе рассмотрено трехмерное геомеханическое моделирование призабойной зоны скважины с перфорационными отверстиями на примере одного из месторождений севера Пермского края.
Для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) перфорированного участка скважины использовалась конечно-элементная схема в виде сектора цилиндра (рис.1). Расстояние между рядами перфорационных отверстий по высоте составляет 13см. По кругу располагается четыре отверстия через каждые 90°, поэтому в силу симметрии можно рассматривать сектор цилиндра с углом 90°. Расчетная схема состояла из трех основных со-
60
Нефть и газ
№ 5, 2011
ставляющих (рис.1): 1) эксплуатационная колонна; 2)цементный камень; 3)породы коллектора.
К
Рис. 1. Конечно-элементная схема для расчета НДС перфорированного участка скважины
Для описания поведения коллектора и цементного камня в процессе деформаций, использовалась пластическая модель Друкера-Прагера, в которой задавался следующий критерий разрушения:
г=а!%ф + С, (1)
где г— касательные напряжения, МПа; а— максимальные нормальные напряжения, МПа; <р— угол внутреннего трения, С — коэффициент сцепления, МПа.
Свойства эксплуатационной колонны задавались на основе только упругой модели. Упругие характеристики элементов расчетной схемы показаны (таблица).
Упругие характеристики элементов расчетной схемы
Элемент расчетной схемы Модуль упругости, МПа Коэффициент Пуассона
Эксплуатационная колонна 210 000 0,2
Цементный камень 10 000 0,25
Породы коллектора 8 000 0,2
Для пластической модели Друкера-Прагера применялись следующие параметры:
1) для пород коллектора: угол внутреннего трения (ф) равен 25°, коэффициент сцепления (С) равен 10МПа;
2) для цементного камня: ф=30°, С=10МПа.
В примере рассматривался участок призабойной зоны скважины на глубине 2000м. Пла-
№ 5, 2011
Нефть и газ
61
стовое давление на данной глубине составляло 22МПа. Вертикальная компонента напряжений с, определялась из соотношения
о", =УН з (2)
где у — средний объемный вес пород вышележащей толщи, МН/м3. Н — глубина залегания продуктивной толщи, м.
Средний объемный вес пород вышележащей толщи равен 0,025МН/м3, тогда для глубины 2000м:
о, = 0,025 МН/м3 -2000м=5 0МПа . (3)
Задача считалась в два этапа.
Этап 1. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со следующими граничными условиями: сверху (по оси z) прикладывается давление вышележащей толщи пород о,. На всех остальных границах закрепляются перемещения по нормали. Область, где находится отверстие скважины, цементный камень и перфорационные отверстия на первом расчетном этапе отсутствуют, то есть заменяется породами коллектора.
Этап 2. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со скважиной, цементным камнем и перфорационными отверстиями, причем элементы, лежащие внутри скважины и перфорационных отверстий убиваются. Аналогично первому этапу по оси , прикладывается давление 50 МПа. Внутри скважины и перфорационных отверстий прикладывается забойное давление, определенное с учетом депрессии, которая варьируется в интервале 1-7МПа. На всех остальных границах перемещения закрепляются по нормали к поверхности.
На рис. 2 показаны полученные результаты расчетов, зоны разрушения в области перфорационных отверстий для четырех значений депрессии.
62
Нефть и газ
№ 5, 2011
3. Анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы:
• для условий залегания рассматриваемого продуктивного объекта разрушение перфорационных отверстий происходит уже при небольших величинах депрессии и расположены в верхней и нижней частях отверстия;
• при дальнейшем увеличении депрессии зоны разрушений увеличиваются и появляются в горизонтальных частях отверстий;
• появление зон разрушений приводит к трещинообразованию, что в определенной мере способствует увеличению проницаемости перфорационных отверстий и, как следствие, призайбойной зоны скважины.
Список литературы
1. Кашников Ю. А., Гладышев С. В., Попов С. Н., Кашников О. Ю. Изменения фильтрационно-емкостных и физико-механических свойств терригенных коллекторов при продолжительном действии повышенного эффективного давления // Известия Вузов. Нефть и газ. - 2006. - № 1. - С. 25-32.
2. Попов С. Н. Газогидродинамическое моделирование и прогноз продуктивности новых скважин восточного участка АГКМ // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005, N° 6. - С. 26-34.
Сведения об авторе
Попов Сергей Николаевич, к.т.н., старший научный сотрудник лаборатории нефтегазовой гидрогеологии, Институт проблем нефти и газа РАН, тел.:(495) 690-33-79, popov@ipng.ru
Popov S. N., Candidate of Technical Sciences, senior scientific worker at Laboratory of Petroleum Hy-drogeology, Institute of Oil and Gas Problems, RAS, phone: (495) 690-33-79, popov@ipng.ru
Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта
УДК 622.692.4
МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОЙ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
METHOD OF ON-LINE PARAMETRIC DIAGNOSTICS OF GAS-PUMPING AGGREGATE
DURING ITS OPERATION
В. А. Чичугин, С. В. Носков
V. A. Chichugin, S.V. Noskov
ОАО ТрестНефтегазвзрывпромстрой,РеспубликаБашкортостан, г.Уфа,
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: диагностика, газоперекачивающие агрегаты, эксплуатация, газотурбинная
установка, интегральная оценка, дифференциальная оценка, эффективная мощность,
осевой компрессор
Key words: diagnostics, gas-pumping units, operation, gas turbine, power plant, integral estimate, differential evaluation, effective power, axial-flow compressor
Создание эффективной параметрической диагностики требует решения вопросов, связанных с выбором наиболее информативных термогазодинамических параметров, построением математической модели объекта и оценкой чувствительности (точности) модели параметрической диагностики. Число и вид диагностических признаков определяются видом неисправностей, на выявление которых ориентирована параметрическая диагностика. В то же время одни и те же диагностические признаки могут быть выявлены различными сочетаниями измеряемых параметров [1]. Поэтому методически весьма важно определить такой набор измеряемых параметров, который, с одной стороны, обеспечивал бы максимальную информативность системы параметрической диагностики, а с другой, требовал бы мини-
№ 5, 2011
Нефть и газ
63
