автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Моделирование и управление режимами работы газлифтных скважин

На правах рукописи 004601406

Самарин Илья Вадимович

МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (промышленность) (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

29 ДПР ад

Москва-2010

004601406

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель кандидат технических наук, профессор

Попадько Владимир Ефимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Гливенко Елена Валерьевна

кандидат технических наук, Ахметзянов Атлас Валиевич

Ведущая организация Общество с ограниченной

ответственностью «Инжиниринговая компания «Нефтегазовые системы» (ООО «ИК «Нефтегазовые системы»)

Защита состоится «20» мая 2010 г. в 15 часов 00 минут в аудитории 202 на заседании диссертационного совета Д212.200.09 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу Ленинский проспект, 65, Москва, ГСП - 1, 119991, Россия.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «15» апреля 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д212.200.09, к.т.н.

Д.Н.Великанов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы

Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводнённостью, а также с открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Моделирование и управление режимами работы промысловых газожидкостных подъёмников является одной из сложных и актуальных задач нефтепромысловой практики, особенно в настоящее время, когда на многих месторождениях мира ставится вопрос об увеличении эффективности их работы.

Одним та механизированных способов эксплуатации нефтяных скважин является газлифт. Для эффективной эксплуатации скважин газлифтным способом необходимо решать актуальные задачи расчёта режимных параметров газлифтных скважин.

Методики расчёта режимных параметров промысловых газожидкостных подъёмников, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и промысловых исследований. Использование их при изменяющихся геолого-технических условиях и свойствах жидкостей часто приводит к существенным ошибкам, сводящим на нет преимущества газлифтного способа эксплуатации скважин. Кроме того, динамические характеристики существующих математических моделей обсуждаемого объекта не позволяют применять их в контуре оперативного управления процессами в газлифтных скважинах.

Таким образом, целесообразно создать методику расчёта, основанную на математическом моделировании процессов в скважине при газлифте, а также программный модуль, интегрируемый в единую систему управления скважинами, позволяющий эффективно управлять добычей нефти при газлифтной эксплуатации.

Цель диссертационной работы заключается в моделировании и разработке алгоритмов, описывающих процессы в газлифтных скважинах, а также методики расчёта режимов их работы, обеспечивающей эффективное управление добычей нефти.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи:

1.Анализ техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин с целью совершенствования математических моделей движения газожидкостной смеси в трубах:

- анализ применяемых технологий газлифта;

- анализ существующих моделей газожидкостных потоков, используемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений;

- анализ используемых методик расчёта движения смеси в промысловых газожидкостных подъёмниках.

2.Разработка усовершенствованной математической модели процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом:

- постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины;

- определение этапов процесса для моделирования, формулировка условий перехода между этапами;

- выбор метода для численного решения задачи;

- разработка компьютерной программы.

3.Разработка улучшенной математической модели процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом для компьютерного моделирования.

-постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины;

- определение допущений при моделировании;

- определение этапов процесса и участков для моделирования;

- выбор метода для численного решения задачи, определение начальных и граничных условий;

- разработка компьютерной программы.

4.Разработка методики выбора режима работы при управлении газлифтной скважиной:

- разработка алгоритма определения режима работы скважины, характеризующегося минимальным удельным расходом газа при заданном дебите жидкости;

- определение режима работы скважины, характеризующегося максимальным дебитом жидкости при допустимом удельном расходе газа;

- разработка программного пакета;

- интеграция программного пакета в систему управления газлифтными скважинами, обеспечение возможности взаимодействия со БСАВА-системами.

Научная новизна

1.Предложена усовершенствованная математическая модель периодического газлифта, позволяющая учесть работу пласта на этапах продавливайия, подъёма и выброса жидкости из НКТ, сформулированы условия перехода между этапами процесса.

2.Предложен способ численного решения системы дифференциальных уравнений в частных производных для поставленной задачи выбора эффективных режимов работы и оборудования при эксплуатации скважин периодическим газлифтом. Сформулированы начальные и граничные условия, а также решена проблема «стыковки» сеток на границе газ-жидкость.

3.Разработана новая методика решения задач выбора эффективного режима работы скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтным способом, с использованием улучшенной динамической математической модели процессов движения газожидкостного потока в скважине.

На основе новых научных положений разработан программный пакет для решения задач выбора эффективных режимов работы периодических газлифтных скважин, обладающий удобным интерфейсом, аналитическим инструментарием и позволяющий осуществлять обмен данными со БСАОА-системами.

Методы исследований базируются на использовании физических законов движения газожидкостных смесей при стационарных и нестационарных режимах, теории численных методов.

Практическая ценность

Разработаны методика и алгоритмы для моделирования и управления режимами работы газлифтных скважин. Разработан программный пакет для компьютерного моделирования режимов работы газлифтных скважин, интегрируемый со БСАОА-снстемами. Использование программного пакета в единой системе управления газлифтом позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин, увеличить добычу нефти, сократить расход компримированного газа, уменьшить энергозатраты.

Достоверность полученных результатов обеспечивается исходными теоретическими, методологическими и практическими данными исследований и подтверждается использованием современных методов, источников по теме

диссертации, апробацией результатов, исследованием функционирования разработанных методик и алгоритмов, данными предыдущих исследований. Апробация работы

Основные положения и результаты диссертации докладывались на:

]. Первой московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - г.Москва, 2006г.

2. V всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Молодежь и современные информационные технологии» - г.Томск, 2007г.

3. XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007г.

4. Седьмой всероссийской научно-технической конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - г.Москва, 2007г.

5. Второй московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - г.Москва, 2008г.

6. VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» - г.Москва, 2010г. Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 3 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК и 1 научно-технический обзор.

Структура, объём и содержание работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, список литературы включает 109 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении диссертации представлена актуальность темы, формируются цели и задачи работы, определена практическая ценность работы.

В первой главе приведена история развития газлифтного способа эксплуатации, описание технологии газлифта, приведён обзор моделей газожидкостных потоков, методик расчётов движения смеси в промысловых газожидкостных подъёмниках, определены основные трудности при разработке методик расчёта режимов работы газлифтных скважин на современном этапе

развития, а также поставлена задача исследований, выполненных в настоящей диссертации.

Большое разнообразие геологических и технологических условий эксплуатации залежей в мире породило многообразие модификаций газлифта, каждая их которых имеет свою область применения, преимущества и недостатки в тех местах, где она осуществима.

Поэтому не существует строгой классификации газлифтных установок. В основе их классификации лежат наиболее общие конструктивные и технологические признаки. Различают непрерывный и периодический газлифт. По способу подачи рабочего агента в скважину применяют компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Когда источником газа высокого давления является иласг, вскрытый той же скважиной, из которой отбирают нефть, газлифт является внутрискважинным бескомпрессорным.

Компоновку оборудования выбирают в зависимости от режимов работы скважины: с высокими коэффициентом продуктивности к и забойным давлением рза0; с низким к и высоким р.шб.\ с высоким к и низким р,ао-', с низкими к и рш6. Указанные характеристики скважины в сочетании с другими её параметрами (свойства жидкости, состояние эксплуатационной колонны, наличие песка, парафина в продукции скважины и т.д.) являются определяющими при выборе газлифтной установки.

Два основных типа газлифта, использующиеся в нефтяной промышленности, называются непрерывным и периодическим газлифтом, в литературе их рекомендуется рассматривать отдельно.

Величина энергии газа, необходимой для подъёма жидкости и преодоления различных сопротивлений при работе непрерывного газлифта, определяется относительным погружением колонны труб. Уменьшение относительного погружения колонны труб вследствие падения пластового давления и снижения приведенного динамического уровня жидкости ведёт к уменьшению давления газа, поступающего через башмак или рабочий клапан в подъёмные трубы, и к ухудшению эффективности работы непрерывного газлифта. Таким образом, уменьшаются дебит и рабочее давление, растёт удельный расход газа. В результате значительно уменьшается коэффициент полезного действия, увеличивается себестоимость добытой нефти, и работа установки непрерывного газлифта становится невыгодной.

Повысить эффективность работы установки можно уменьшением диаметра подъемных труб при работе непрерывным газлифтом или переходом

на периодический газлифт. Уменьшение диаметра подъёмных труб обычно мало применяется на практике. Наиболее практичен и эффективен второй путь — переход на периодический газлифт.

Целью расчёта промысловых газожидкостных подъёмников (ПГП) является установление режимов работы скважин и выбор оборудования при различных способах эксплуатации.

В настоящее время опубликовано порядка пятидесяти методик расчёта ПГП. Исследованиям работы ПГП посвящены труды Чарного И.А., Крылова А.П., Арманда A.A., Архангельского В.А., Белова И.Г., Лутошкина Г.С., Мамаева В.А., Одишария Г.Э., Клапчука О.В., Телетова С.Г., Уолиса Г., Поэтмана Ф., Карпентера П., Баксендела П., Оркишевского Ж., Сахарова В.А., Мохова М.А., Исаева В.И., Акопяна Б.А., Мусаверова Р.Х. и других.

От качества проектирования газлифтных установок (подбор диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбор типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависит дебит, энергетические (удельный расход газа), надёжностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и, в конечном счёте, экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.

Методика проектирования должна базироваться на физико-математической модели газлифтной скважины и учитывать изменения условий её эксплуатации.

При этом необходимо учитывать основные требования, предъявляемые к газлифтной установке: обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа; обеспечение автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа; повышение гибкости регулирования режима работы скважины; повышение надёжности работы газлифтных клапанов; минимизация периода неустойчивой работы газлифтной скважины.

Во второй главе приведены постановка задачи и модель процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом с использованием системы нелинейных уравнений. Предложены методики расчёта давлений на заданной глубине в кольцевом пространстве и в НКТ с учётом потерь на чрение при движении жидкости и газа на базе разработанной модели.

Рассматривается моделирование процессов в периодической газлифтной скважине (рис. 2.1) с использованием системы из двух нелинейных уравнений: баланса давлений и баланса расходов в кольцевом пространстве и в НКТ, записанных для некоторых балансных точек (линий) в ПГП, основываясь на уравнениях неразрывности и энергии.

Задача моделирования заключается в том, чтобы на каждый момент времени / рассчитать значения скоростей газа и жидкости в кольцевом пространстве и НКТ, величины длин столбов газа и жидкости в кольцевом пространстве и в НКТ, величины давлений, что в результате позволит определить величины дебита жидкости и удельного расхода газа, а также исследовать режимы работы газлифтной скважины, решать некоторые задачи проектирования и управления газлифтными скважинами.

Газ

£

3

I.

Рисунок 2.1. - Схема скважины, эксплуатируемой периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье.

При моделировании принимаются следующие допущения: газожидкостная смесь в ПГП имеет пробковую структуру; величины скоростей,

давлений, плотностей газа и жидкости, а также другие параметры соответствующих потоков в кольцевом пространстве и в НКТ принимаются средними по каждому сечению соответствующего канала; процесс работы скважины принимается изотермическим; процесс выброса пробки прекращается при равенстве объёма пробки расчётной величине утечки.

Для моделирования выделяются этапы процесса: 1. этап заполнения газом кольцевого пространства скважины и продавливания жидкости из него; 2. этап продвижения жидкости в НКТ; 3. этап выброса жидкости из НКТ; 4. этап стекания невыброшенной жидкости, т.н. утечки; 5. этап восстановления и накопления жидкости до расчётного уровня (до момента включения подачи газа).

Перечисленные этапы повторяются с периодичностью, определяемой временем одного цикла процесса - 7*,,. Переход между этапами осуществляется по сформулированным условиям перехода. Процесс моделируется на множестве г=7../,- последовательных отрезков времени. Динамика процесса при моделировании реализуется сменой стационарных состояний. Для каждого шага моделирования граничные и начальные условия процесса считаются постоянными. Если на каком-либо шаге происходит изменение граничного условия, например, скачок давления или увеличение объёма подачи газа, то уже на следующем шаге процесс рассматривается как установившийся.

В уравнении баланса давлений учитываются гидростатическое давление столба жидкости, потери на трение жидкости, гидростатическое давление газового столба и потери на трение газа.

Для этапа заполнения газом кольцевого пространства скважины и продавливания жидкости из него уравнение баланса давлений имеет вид:

А0+Агу1+А2+Агу;п: =А4-Ауу2ь +Аб-А7-1'1, где А0 - гидростатическое давление столба жидкости в НКТ; Ауу^ - потери давления на трение жидкости в НКТ; А2 - устьевое давление и гидростатическое давление газового столба в НКТ; А у у,^ - потери давления на трение газа при движении в НКТ; Л4 - давление нагнетания и гидростатическое давление газового столба в кольцевом пространстве; Ауу^ - потери давления на трение газа при движении в кольцевом пространстве; А6 - гидростатическое давление жидкости в кольцевом пространстве, Агу^ - потери давления на трение жидкости в кольцевом пространстве; V,,, и - скорости жидкости в НКТ и кольцевом пространстве соответственно.

Уравнение балансов расходов составляется из условия равенства расходов флюидов в кольцевом пространстве и расходов флюидов в НКТ скважины, учитывая, что в НКТ происходит поступление жидкости как из кольцевого пространства скважины, так и из пласта (в пласт):

гДе к - коэффициент

продуктивности, р,а - пластовое давление; Ля - гидростатическое давление жидкости на участке от забоя до башмака НКТ.

Для решения системы уравнений применены два численных метода: метод итерации и метод Ньютона.

В течение всех этапов газлифтного процесса происходит взаимодействие пласта и скважины. В созданной автором программе заложены механизмы, которые учитывают поступление жидкости из пласта в скважину или её поглощение на каждом интервале моделирования.

Газожидкостная смесь под поднимающимся в НКТ столбом жидкости при работе пласта представляется в виде множеств газовых и жидкостных слоёв, что позволило при моделировании учесть массы жидкости и газа.

Учёт поступлений из пласта в виде пробок вносит изменение в уравнение баланса давлений. На этапе продвижения жидкости в НКТ достаточно учесть жидкостные поступления, полагая, что весь остальной объём заполнен газом. Для каждой жидкостной пробки рассчитываются её параметры.

Для использования разработанной модели в контуре управления газлифтной скважиной в программном пакете реализована возможность рассчитывать значения соответствующих давлений на любой глубине скважины в каждый момент времени.

Описанная во второй главе математическая модель позволяет рассчитывать параметры скважины, а именно усредненные по сечению скважины значения скоростей движения жидкости и газа, плотности и коэффициенты трения жидкости и газа, коэффициент сверхсжимаемости газа, давления в балансных и граничных точках скважины (устье и точке инжекции).

Во второй главе приведена методика расчёта значений давления в заданной (контрольной) точке (КТ) скважины, разработанная автором с учётом подходов В.А.Сахарова, М.А.Мохова. Порядок вычисления давления в точках кольцевого пространства скважины и НКТ зависит от их расположения.

Так давление в КТ, находящейся в кольцевом пространстве, определяется на основе известного давления в точке нагнетания, которая находится всегда выше КТ, т.е., расчёт ведётся в направлении сверху вниз. Давление в любой

точке кольцевого пространства в столбе жидкости скважины складывается из давления нагнетания, гидростатического давления столба жидкости в кольцевом пространстве скважины над КТ минус потери давления на трение жидкости в кольцевом пространстве скважины над КТ, гидростатического давления газового столба в кольцевом пространстве скважины над КТ минус потери на трение газового столба в кольцевом пространстве скважины над КТ.

Во второй главе рассмотрена задача определения зависимостей дебита жидкости и удельного расхода от давления нагнетания при изменении длины НКТ и пластового давления, а также зависимостей дебита жидкости и удельного расхода от начальной высоты столба жидкости над башмаком НКТ при изменении давления нагнетания гипотетической скважины, эксплуатируемой периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье скважины. Расчёты производились с помощью программного пакета, описанного в четвёртой главе.

Исследования зависимости дебита жидкости и удельного расхода от давления нагнетания при изменении длины НКТ показало, что при проектировании периодического газлифтного подъёмника необходимо решать задачу выбора эффективной длины НКТ.

Исследование зависимости дебита жидкости и удельного расхода от давления нагнетания при изменении высоты столба жидкости перед началом цикла показало, что с изменением пластового давления целесообразно корректировать давление нагнетания.

Исследование зависимости дебита жидкости и удельного расхода от давления нагнетания при изменении пластового давления показало, что дебит жидкости увеличивается но мере увеличения давления нагнетания.

Исследование зависимости дебита жидкости и удельного расхода от высоты столба жидкости перед началом цикла (Lu), при изменении давления нагнетания показало, что при изменении давления нагнетания зависимости практически совпадают. При увеличении Ln от 50 до 150 м. удельный расход уменьшается в три раза, а дебит жидкости уменьшается в 1,5 раза. Данное исследование подтверждает тот факт, что Ln является действенным фактором при выборе эффективного режима эксплуатации.

В третьей главе проводится моделирование процессов в скважине, эксплуатируемой периодическим газлифтом, с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных; показан способ

численного решения с помощью метода характеристик, предложен способ стыковки сеток на границе между движущимися фазами потока.

Система состоит из уравнения движения (моментов импульсов): 3р с1\> Л

— = -р—-—-р^\у\+$та-рё; (1)

дг ш 2-а

И уравнения сохранения массы:

где \ip.t) - скорость среды на глубине г в момент времени /; р(г, г) - давление на глубине г в момент времени I, р(г,() - плотность среды на глубине г в момент времени (; с/ - гидравлический диаметр канала движения потока; а — угол наклона скважины.

В уравнении (2) с(р,р) - скорость звука в упругой среде. Для замыкания системы (1), (2) требуется знание следующих соотношений: термодинамического уравнения состояния р = р{р,т)\ зависимости для коэффициента гидравлических сопротивлений Л-Л{р,у,с1,ц), где // - динамический коэффициент вязкости.

Задача моделирования заключается в том, чтобы в каждом сечении скважины г на каждый момент времени / рассчитать значения скоростей газа и жидкости в кольцевом пространстве и НКТ, величины давлений в каждой точке ПГП, величину дебита жидкости, а также величину удельного расхода газа. При моделировании принимаются следующие допущения: 1. скорость давление р(г,/), плотность р(г,1) и другие параметры потока уже усреднены по сечению канала; 2.температура в скважине принимается средней и неизменной во время одного цикла моделирования.

Приведём систему уравнений (1), (2) к безразмерному виду:

др ду„, _ Л-с2 у„ -\ут\ -_ + _-_ _ --+ к- р,

д2 * 2 Р (3)

Ф , с2-ЭУ,„ Э/ Эг

где рут,~2,1,с - величины, приведённые к безразмерному виду, соответствующие перечисленным выше параметрам: давлению, скорости, глубине, моменту времени, скорости звука; к - коэффициент, в который при приведении к безразмерному виду, вошли величины гидравлического диаметра, коэффициента сжимаемости и температуры сред.

Для численного интегрирования применён метод характеристик. Для моделирования процессов, происходящих в скважине, с помощью уравнений в плоскости г01 строится сетка характеристик (рис. 3.1.) с шагом по

времени , шаг по координате А задаётся в соответствии с необходимой

с

точностью моделирования, номера шагов по глубине обозначены индексом },

по времени - индексом г, т.е. 1=(0.Л...)']=(0..п...), где п =—.

Аг

]

Рисунок 3.1. - Сетка характеристик.

При расчёте с приведением переменных к безразмерному виду возникли сложности, связанные с тем, что соотношение шага сетки характеристик по времени и по глубине для системы с параметрами в безразмерном виде значительно отличается от такового, рассчитанного при реальных величинах, что привело к существенной ошибке в процессе численного расчёта. Поэтому, при моделировании было принято решение осуществлять численное интегрирование методом характеристик без применения указанной процедуры.

Моделирование процесса рассмотрено по составляющим ПГП: движение газа и жидкости в кольцевом пространстве; движение газа и жидкости в НКТ.

При моделировании движеиия газа и жидкости в кольцевом пространстве записываются уравнения для определения значений p(z,t) и v(z,t) в заданной точке (ij) выбранной сетки (рис. З.1.), при ¡' * 0 и 0 < j < п, задаются начальные и граничные условия, определяется сетка характеристик.

При закачивании газа в кольцевое пространство скважины граница «газ-жидкость» начинает двигаться с определённой скоростью. Перемещение границы в соответствии с выбранной сеткой определяется по следующему соотношению: ALkMjl,=ALti + v(Lhi,i)-Ai, где ALkii - расстояние на которое

переместилась граница, v(Lt ,i) - скорость движения столба жидкости в

затрубном пространстве, Lh - переменная, учитывающая перемещение границы

«газ-жидкость» относительно своего начального положения в пределах шага по глубине скважины.

При расчёте давлений и скоростей в НКТ используется аналогичный алгоритм расчёта, а так же сетки характеристик с той разницей, что формулируются новые начальные и граничные условия, учитывается изменение направления движения потока.

При моделировании движения газа и жидкости в НКТ, начальные условия для системы уравнений (1),(2) задаются исходя из зависимости давления газа от высоты в поле силы тяжести с помощью барометрической формулы, скорость во всех точках по глубине скважины до момента запуска в работу скважины принимается равной нулю. Распределение давления жидкости по глубине скважины определяется исходя из основного закона гидростатики -зависимости давления от глубины для несжимаемой жидкости в однородном поле сил тяжести. При t<0 на глубине LKlfKT<-<H: Phkt(z>°)- Ptm(Lf(>)+где как и в кольцевом пространстве, расстояние от устья до уровня жидкости.

Граничные условия на устье скважины при t>0 \iz~0: pHKT(0,t) = const; на границе раздела сред при t>0 и z = LKim.-. скорость газа и жидкости будет одинаковой vHKT(LkHKT,t) = vHKT(LkmT + Az.t).

Для нахождения значений рнкг и vнкт в точке (j,i), с учётом выбранной сетки, при и /<никт преобразованная для численного решения с помощью метода характеристик система (1),(2) имеет вид:

РнКТц + РнКГ;-И-1 'СШ(Тц 'У!ЖГ),1 ~Рш<Т 1-11-1 +РНКГНЛ-1 'СПКГ)1 'УНКТ 1-1:4

.. . з Ртаыы 'снкгц , , ,

(Лнкг-----Чцкг,-и-\ ' Уню-Н,н ! Ртп-и-,'«' с„ктц )

-'" акт

Рнктц "Рнкт^и-1 "свкти ~уюгсл = Рша\1+и-1 +

, л. /1 Рмсгшм 'стти II- I

4-ЛГ ■(Л,жт--—---УжтщЛ-зта-Ржтпн ■£-сжт,-,)

"' "икг

Для точек левой и правой границ сетки указанная система не может быть применена, т.к. для расчёта не хватает узлов, поэтому производится замена соответствующего уравнения на соотношение, определённое в граничных условиях.

р-р=СОЯ»1

^ I Г"

"К?........*ч.......

непроницаемая и нсчодиижная границ I раздела _ _

г-.О

«шьиевое пространство

' I.

Рисунок 3.2. - Схема гипотетической газлифтной скважины.

Как первый шаг исследования методики расчёта рассмотрена задача определения распределений по глубине и во времени давления и скорости при закачивании газа в кольцевое пространство гипотетической скважины (рис. 3.2) с непроницаемой и неподвижной границей раздела.

Счёт вели вплоть до значения давления на устье после сечения 1-1, равного рк, то есть до момента времени прекращения подачи газа через сечение 1-1.

Зависимости (рис. 3.3.) изменения по высоте кольцевого пространства скважины давлений и скоростей в различные моменты времени Х-Ос., 20с., 60с. и 92с. показывают, что результаты расчётов соответствуют реальной физике процесса.

р(гД), МП.)

О 50 100 150 500 250 300 350 <00 Л50 500 550 600 650 700 750 «ОО Я50 ВДО 954 М

Рисунок 3.3. - Зависимост и изменения по высоте кольцевого пространства скважины давлений и скоростей в моменты времени 20с., 60с. и 92с.

В четвертой главе описан созданный автором программный пакет, позволяющий моделировать процессы в газлифтных скважинах, выбирать параметры режима работы скважин и оборудования для их эффективной эксплуатации, а также описаны возможности по интеграции пакета с системами управления газлифтными скважинами, по взаимодействию со БСАОА-системами. Представлены результаты решения задачи по определению эффективности перевода газлифтных скважин действующего нефтяного месторождения на периодический газлифт.

Для моделирования, исследования и управления режимами работы скважины, эксплуатируемой газлифтньтм способом, разработан программный пакет, используя методики и алгоритмы, описанные во второй и третьей главах.

Предложено включить программный пакет в цепь управления процессом эксплуатацией газлифтных скважин, что позволит оперативно рассчитывать параметры для выбора эффективного режима эксплуатации, а также даст возможность визуализировать на экране оператора происходящие в скважине процессы.

Таким образом, оператор будет иметь возможность в реальном времени получать советы по корректировке регулируемых параметров процесса для эксплуатации скважины на заданном режиме или пересчитать и получить новые значения регулируемых параметров в случае необходимости изменения режима эксплуатации.

Разработанный интерфейс программного пакета позволяет на схеме скважины наблюдать динамику процессов в газлифтном подъёмнике при расчётах. Предусмотрена возможность построения зависимостей основных параметров процесса от времени как во время моделирования, так и после расчёта. Имеется возможность строить зависимости различных параметров друг от друга для анализа. Реализована возможность ввода и вывода необходимой для моделирования и управления информации.

Все параметры процесса на каждом шаге моделирования записываются и могут быть в дальнейшем использованы для анализа. В программном пакете имеется возможность формирования отчётов с выводом необходимых параметров. Интерфейс программы позволяет производить выбор между методиками расчётов. Для наглядности процесса расчёта во времени в программе установлен таймер, который осуществляет задержку перехода от одной итерации во времени к другой. На каждом временном шаге осуществляется расчёт значений параметров по глубине скважины в кольцевом

пространстве и в НКТ и отображение результатов расчёта на графиках и в отчётах. Программный пакет предусматривает возможность установить расчёт по шагам, что позволяет производить детальный анализ процесса.

Таким образом, эффективность использования предлагаемого программного пакета заключается в возможностях: 1.своевременно и полно информировать оператора о режиме эксплуатации скважины, вариантах его изменения; 2. минимизировать временные и финансовые затраты на поддержание технологического процесса.

С использованием программного пакета, созданного по методикам, описанным во второй и третьей главах, были произведены расчёты по пяти малодебитным скважинам действующего нефтяного месторождения.

Результаты расчётов по определению эффективных дебитов и удельных расходов газа при периодическом газлифте и фактические данные работы скважин при непрерывном газлифте приведены в таблице:

(Номер скважнны Непрерывный газлифт Периодический газлифт с отсечкой газа на устье Периодический газлифт с отсечкой газа на башмаке

Дебит, м3/сут Удельный расход газа, м'/м3 Дебит, м5/сут Удельный расход газа, 3, 3 И /»1 Дебит, м3/сут Удельный расход газа, д«3/м3

27 2,55 768 5,21 1479 5,32 1098

28 4,39 911 5,10 1454 5,21 1068

605 1,32 5614 1,25 6241 1,29 5795

1010 6,02 2471 5,91 2243 5,97 1750

1013 4,94 1605 6,30 2771 6,35 1559

По результатам расчётов видно, что для скважин №№27, 28, 1013 при изменении режима эксплуатации скважин на периодический газлифт возможно увеличить дебит. Однако, для скважины №27, 28 при переводе их на периодический газлифт увеличивается удельный расход газа, а для скважины №1013 имеет место уменьшение удельного расхода газа для периодического газлифта с отсечкой газа на башмаке скважины. При переводе на периодический газлифт скважины №605 уменьшается дебит и увеличивается удельный расход газа. Таким образом, перевод скважины №605 на периодический газлифт является нецелесообразным.

При расчётах было установлено, что для скважин №№27, 28, 1010, 1013 в зависимостях дебита жидкости от погружения башмака подъёмника под

уровень жидкости при начале подачи газа имеются точки экстремума, а для скважины №605 такая точка отсутствует. По скважине №1010 дебит уменьшается незначительно при уменьшении удельного расхода газа практически на 30% (при отсечке газа на башмаке).

Таким образом, с помощью разработанного пакета на примере группы действующих скважин показаны преимущества перевода некоторых малодебитных скважин с непрерывного на периодический режим газлифтной эксплуатации, что позволяет снизить энергозатраты, увеличить добычу нефти, сократить расход компримированного газа.

Нагнетательный газопровод

Добытый газ

Рисунок 4.1. - Схема системы управления газлифтной скважииой.

На рис. 4.1. приведена схема управления газлифтной скважиной, в которую входят датчики, контроллеры нижнего и верхнего уровней, сервер, а также АРМы инженера по автоматизации и оператора-технолога. Информация о текущих значениях контролируемых и регулируемых параметров и состоянии

оборудования отображается на экранах АРМов и хранится в базе данных на сервере ЗСАОА-системы управления. Разработанный программный пакет размещается на сервере. В качестве управляющего воздействия при решении задач выбора эффективного режима работы скважины используется расход закачиваемого газа. Поддержание расхода закачиваемого газа па оптимальных значениях осуществляется модулями ПИД-регулирования контроллеров нижнего уровня.

-■ 2200 Я X

-- 2000 а <0

1800

- 1600 *

- 1400

-- 1200 г л с

1000 Й

Погружение башмака подъёмника подуровень жидкости при начал« подачи газа, м

— О; отсе^.егаззнз устье .......лрн (.тсечкегаззнз башмаке

пр!! отсечке г ззанз устье —— -Р.1*'} при отсечке гзэа на ба^чзке

Рисунок 4.2. - Зависимости дебита жидкости (Ц и удельного расхода газа Л при изменении погружения башмака под уровень жидкости перед началом нового цикла для скважины №27.

На рис. 4.2. представлены результаты расчёта зависимостей изменения дебита жидкости и удельного расхода газа при изменении уровня жидкости в газлифтной скважине №27. На основании анализа полученных зависимостей можно выбрать различные режимы эксплуатации скважины, например: 1. обеспечение максимального дебита жидкости при допустимом удельном расходе газа, 2. обеспечение минимального удельного расхода газа при заданном дебите жидкости.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Проведён анализ техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин, а также применяемых математических моделей движения газожидкостной смеси в трубах:

- анализ применяемых технологий газлифта показал, что газлифт является достаточно перспективным при разработке крупных месторождений с высокопродуктивным фондом скважин;

- на основании анализа существующих моделей газожидкостных потоков, методик расчёта, используемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, в качестве объекта исследования была принята технология периодического газлифта с отсечкой газа на устье и на башмаке скважины, как имеющая все возможные фазы движения газожидкостной смеси в добывающих скважинах.

2. Разработана усовершенствованная математическая модель процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом, учитывающая 5 этапов процесса, представленная в виде системы нелинейных уравнений балансов давлений и расходов на каждом временном шаге, реализующая динамику процесса сменой стационарных состояний.

3. Разработана улучшенная динамическая математическая модель процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом для компьютерного моделирования и позволяющая учитывать наличие процесса нестационарного течения газожидкостной смеси.

4. Разработаны методика и алгоритмы, реализованные в программном пакете, для моделирования и управления режимами эксплуатации газлифтных скважин:

- в пакете реализован удобный дружественный наглядный интерфейс;

- предоставлен инструментарий для контроля расчётов на каждом шаге;

- реализована возможность получать графические зависимости параметров процесса;

- предоставлена возможность интеграции в систему управления газлифтными скважинами, реализовано взаимодействие со БСАБА-системами.

5. На примере группы скважин действующего нефтяного месторождения с использованием разработанного пакета показаны преимущества перевода некоторых малодебитных скважин с непрерывного на периодический режим газлифтной эксплуатации.

6. Приведены примеры расчёта оптимальных режимов эксплуатации газлифтных скважин с помощью разработанного пакета и показаны возможности технической реализации этих режимов в действующих системах автоматизации.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ В изданиях из перечня ВАК:

1.Барашкин Р.Л., Самарин И.В. Моделирование режимов работы газлифтной скважины // Известия Томского политехнического университета, 2006, №6, том 309. - с.42-46.

2.Исаев В.И., Барашкин Р.Л., Самарин И.В. Нестационарным процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованием метода характеристик // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2007, №10. - с.38-43.

3.Самарин И.В. Моделирование движения газа в кольцевом пространстве газлифтной скважины // Известия высших учебных заведений «Нефть и газ», 2009, №2. - с.37-44.

Остальные публикации:

1.Barashkin R.L., Samarin I.V., Computer system of simulating operating duty of a gaslifting well //The eleventh International Scientific and Practical Conference of Students, Postgraduates and Young Scientists "Modern techniques and Technologies" (MTT 2005), Tomsk, Tomsk Polytechnic University. IEEE Catalog Number 04EX773, 2005 - p. 161-162.

2.Самарин И.В., Попадько B.E., Моделирование режимов работы промыслового хазожидкостного подъёмника при газлифтном способе эксплуатации скважины. Молодежь и современные информационные технологии. Сборник трудов V всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных. - Томск: Изд-во ТПУ, 2007- с.151-152.

3.Барашкин Р.Л., Самарин И.В. Выбор эффективного режима эксплуатации промыслового газожидкостного подъёмника путём моделирования с целью повышения нефтеотдачи на примере газлифтной скважины, // Сборник тезисов докладов седьмой всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». - Москва: ОАО «ГАЗПРОМ», РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2007 - с. 136.

4.Барашкин Р.Л., Самарин И.В. Нестационарный процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованием метода характеристик. // Сборник докладов XI международной научно-практической конференции

«Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа». -Москва: РОСИНГ, 2007-с. 101-109.

б.Барашкин Р.Л., Надирадзе И.А., Попадько В.Е., Самарин И.В., Сахаров В.А. Газлифтные скважины. Способы эксплуатации, модели газожидкостных потоков и методики гидравлических расчётов: Обз. инф. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - с.1-56. б.Попадько В.Е., Самарин И.В. Моделирование режимов эксплуатации малодебитных газлифтных скважин. // Сборник тезисов докладов восьмой всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». - Москва: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2010 - с.76-77.

Подписано в печать 14 апреля 2010 г.

Формат 60x90/16

Объём 1,0 п.л.

Тираж 100 экз.

Заказ № 140410290

Оттиражировано па ризографе в ООО «УниверПринт» ИНН/КПП 7728572912\772801001

Адрес: 119333, г. Москва, Университетский проспект, д. 6, кор. 3.

Тел. 740-76-47, 989-15-83.

http://www.univerprint.ru

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 - ОБЗОР ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ГАЗЛИФТНОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОДЪЁМНИКОВ.

1.1. Общие сведения о газлифтном способе эксплуатации.

1.2. Технологии газлифта.

1.3. Модели газожидкостных потоков.

1.4. Методики расчёта газожидкостных подъёмников.

Выводы.

ГЛАВА 2 - МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ В СКВАЖИНАХ, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПЕРИОДИЧЕСКИМ ГАЗЛИФТОМ, С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИСТЕМЫ НЕЛИНЕЙНЫХ УРАВНЕНИЙ.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Моделирование.

2.2.1. Этап заполнения газом кольцевого пространства скважины и продавливания жидкости из него.

2.2.2. Этап подъёма жидкости в НКТ.

2.2.3. Этап выброса жидкости из НКТ.

2.2.4. Этап стекания.

2.2.5. Этап восстановления и накопления жидкости до расчётного уровня.

2.3. Методика расчёта давлений на заданной глубине скважины.

2.3.1. Методика расчёта давления на заданной глубине в кольцевом пространстве скважины СРы).

2.3.2. Методика расчёта давления на заданной глубине в НКТ скважины (pte).

Выводы.

ГЛАВА 3 - МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ В СКВАЖИНЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИСТЕМЫ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ УРАВНЕНИЙ В

ЧАСТНЫХ ПРОИЗВОДНЫХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕРИОДИЧЕСКИМ ГАЗЛИФТОМ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Математическое описание процессов с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных.

3.2.1. Моделирование с приведением переменных к безразмерному виду.

3.2.2. Моделирование без применения процедуры приведения переменных к безразмерному виду.

3.2.2.1. Моделирование движения газа и жидкости в кольцевом пространстве скважины

3.2.2.2. Моделирование движения газа и жидкости в НКТ.

Выводы.

ГЛАВА 4 - ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПЕРИОДИЧЕСКИМ ГАЗЛИФТОМ.

4.1. Программный пакет и его применение в единой системе управления газлифтом.

4.2. Определение эффективности перевода газлифтных скважин на периодический режим на примере месторождения Белый Тигр.

Выводы.

Актуальность темы диссертационной работы

Развитие нефтяной промышленности России в последние годы происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных высокопродуктивных месторождений и их высокой обводнённостью, а также с открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Моделирование и управление режимами работы промысловых газожидкостных подъёмников является одной из сложных и актуальных задач нефтепромысловой практики, особенно в настоящее время, когда на многих месторождениях мира ставится вопрос об увеличении эффективности их работы.

Одним из механизированных способов эксплуатации нефтяных скважин является газлифт. Для эффективной эксплуатации скважин газлифтным способом необходимо решать актуальные задачи расчёта режимных параметров газлифтных скважин.

Методики расчёта режимных параметров промысловых газожидкостных подъёмников, применяемые в настоящее время, базируются на анализе и обобщении лабораторных и промысловых исследований. Использование их при изменяющихся геолого-технических условиях и свойствах жидкостей часто приводит к существенным ошибкам, сводящим на нет преимущества газлифтного способа эксплуатации скважин. Кроме того, динамические характеристики существующих математических моделей обсуждаемого объекта не позволяют применять их в контуре оперативного управления процессами в газлифтных скважинах.

Таким образом, целесообразно создать методику расчёта, основанную на математическом моделировании процессов в скважине при газлифте, а также программный модуль, интегрируемый в единую систему управления скважинами, позволяющий эффективно управлять добычей нефти при газлифтной эксплуатации.

Цель диссертационной работы заключается в моделировании и разработке алгоритмов, описывающих процессы в газлифтных скважинах, а также методики расчёта режимов их работы, обеспечивающей эффективное управление добычей нефти.

Для достижения поставленной цели должны быть решены следующие основные задачи:

1.Анализ техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин с целью совершенствования математических моделей движения газожидкостной смеси в трубах:

- анализ применяемых технологий газлифта;

- анализ существующих моделей газожидкостных потоков, используемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений;

- анализ используемых методик расчёта движения смеси в промысловых газожидкостных подъёмниках.

2.Разработка усовершенствованной математической модели процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом:

- постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины;

- определение этапов процесса для моделирования, формулировка условий перехода между этапами;

- выбор метода для численного решения задачи;

- разработка компьютерной программы.

3.Разработка улучшенной математической модели процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом для компьютерного моделирования.

- постановка задачи моделирования, выбор компоновки скважины;

- определение допущений при моделировании;

- определение этапов процесса и участков для моделирования;

- выбор метода для численного решения задачи, определение начальных и граничных условий;

- разработка компьютерной программы.

4.Разработка методики выбора режима работы при управлении газлифтной скважиной:

- разработка алгоритма определения режима работы скважины, характеризующегося минимальным удельным расходом газа при заданном дебите жидкости;

- определение режима работы скважины, характеризующегося максимальным дебитом жидкости при допустимом удельном расходе газа;

- разработка программного пакета;

- интеграция программного пакета в систему управления газлифтными скважинами, обеспечение возможности взаимодействия со SCADA-системами.

Научная новизна

1.Предложена усовершенствованная математическая модель периодического газлифта, позволяющая учесть работу пласта на этапах продавливания, подъёма и выброса жидкости из НКТ, сформулированы условия перехода между этапами процесса.

2.Предложен способ численного решения системы дифференциальных уравнений в частных производных для поставленной задачи выбора эффективных режимов работы и оборудования при эксплуатации скважин периодическим газлифтом. Сформулированы начальные и граничные условия, а также решена проблема «стыковки» сеток на границе газ-жидкость.

3.Разработана новая методика решения задач выбора эффективного режима работы скважин, эксплуатируемых периодическим газлифтным способом, с использованием улучшенной динамической математической модели процессов движения газожидкостного потока в скважине.

На основе новых научных положений разработан программный пакет для решения задач выбора эффективных режимов работы периодических газлифтных скважин, обладающий удобным интерфейсом, аналитическим инструментарием и позволяющий осуществлять обмен данными со SCADA-системами.

Методы исследований базируются на использовании физических законов движения газожидкостных смесей при стационарных и нестационарных режимах, теории численных методов.

Практическая ценность

Разработаны методика и алгоритмы для моделирования и управления режимами работы газлифтных скважин. Разработан программный пакет для компьютерного моделирования режимов работы газлифтных скважин, интегрируемый со SCADA-системами. Использование программного пакета в единой системе управления газлифтом позволяет повысить эффективность эксплуатации скважин, увеличить добычу нефти, сократить расход компримированного газа, уменьшить энергозатраты.

Достоверность полученных результатов обеспечивается исходными теоретическими, методологическими и практическими данными исследований и подтверждается использованием современных методов, источников по теме диссертации, апробацией результатов, исследованием функционирования разработанных методик и алгоритмов, данными предыдущих исследований.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертации докладывались на:

1. Первой московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» — г.Москва, 2006г.

2. V всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных «Молодежь и современные информационные технологии» - г.Томск, 2007г.

3. XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа» -г.Москва, 2007г.

4. Седьмой всероссийской научно-технической конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» - г.Москва, 2007г.

5. Второй московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» - г.Москва, 2008г.

6. VIII всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» — г.Москва, 2010г.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 3 статьи в российских журналах, рекомендованных ВАК и 1 научно-технический обзор.

Структура, объём и содержание работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, список литературы включает 109 наименований.

Выводы

1.Разработан программный пакет для расчёта режимов эксплуатации газлифтной скважины. В пакете реализован удобный дружественный наглядный интерфейс, предоставлен инструментарий для контроля расчётов на каждом шаге, реализована возможность получать графические зависимости параметров процесса, предусмотрена возможность интеграции с другими программами, SCADA системами.

2.С помощью разработанного пакета на примере скважин месторождения Белый Тигр показаны преимущества перевода некоторых малодебитных скважин с непрерывного на периодический режим газлифтной эксплуатации, что позволяет снизить энергозатраты, увеличить добычу нефти, сократить расход компримированного газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе решены следующие основные задачи:

1. Проведён анализ техники и технологии газлифтного способа эксплуатации скважин, а также применяемых математических моделей движения газожидкостной смеси в трубах:

- анализ применяемых технологий газлифта показал, что газлифт является достаточно перспективным при разработке крупных месторождений с высокопродуктивным фондом скважин;

- на основании анализа существующих моделей газожидкостных потоков, методик расчёта, используемых при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, в качестве объекта исследования была принята технология периодического газлифта с отсечкой газа на устье и на башмаке скважины, как имеющая все возможные фазы движения газожидкостной смеси в добывающих скважинах.

2. Разработана усовершенствованная математическая модель процессов в скважине при эксплуатации периодическим газлифтом, учитывающая 5 этапов процесса, представленная в виде системы нелинейных уравнений балансов давлений и расходов на каждом временном шаге, реализующая динамику процесса сменой стационарных состояний.

3. Разработана улучшенная динамическая математическая модель процессов в скважине с использованием системы дифференциальных уравнений в частных производных при эксплуатации периодическим газлифтом для компьютерного моделирования и позволяющая учитывать наличие процесса нестационарного течения газожидкостной смеси.

4. Разработаны методика и алгоритмы, реализованные в программном пакете, для моделирования и управления режимами эксплуатации газлифтных скважин:

- в пакете реализован удобный дружественный наглядный интерфейс;

- предоставлен инструментарий для контроля расчётов на каждом шаге;

- реализована возможность получать графические зависимости параметров процесса;

- предоставлена возможность интеграции в систему управления газлифтными скважинами, реализовано взаимодействие со SCADA-системами.

5. На примере группы скважин действующего нефтяного месторождения с использованием разработанного пакета показаны преимущества перевода некоторых малодебитных скважин с непрерывного на периодический режим газлифтной эксплуатации.

6. Приведены примеры расчёта оптимальных режимов эксплуатации газлифтных скважин с помощью разработанного пакета и показаны возможности технической реализации этих режимов в действующих системах автоматизации.

1. Акопян Б.А. Разработка методики расчета режимов работы периодического газлифта. Дисс. к.т.н. -МИНГ, 1989.

2. Алиев Ш.Н., Алексерова И.Н. Область применения воздушного подъемника в наклонной скважине. РНГС Нефтепромысловое дело, 1968, № 6, с.27-31.

3. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. М., 1978.

4. Андриасов Р.С., Сахаров В.А. Влияние свойств фаз и скорости жидкости на относительную скорость движения одиночных пузырьков. Труды МИНХиГП им. И.М.Губкина, вып.91. - М.: Недра, 1969, с.297-308.

5. Андриасов Р.С., Сахаров В.А. Определение потерь на трение и скольжение в нефтяной скважине. Труды МИНХиГП, 1977, вып.129, с.81-86.

6. Аржанов Ф.Г., Криволапов A.M. "Условия внедрения газлифта на промыслах Главтюменнефтегаза" Тюмень, Труды Гипротюменнефтегаза, вып.52, 1972.

7. Аржанов Ф.Г., Павлов В.П., Аены А.А.,Чуриков Л.И. Ресурсы попутного газа Западной Сибири и пути решения проблем его использования в народном хозяйстве — Тюмень, Труды Гипротюменнефтегаза, выпуск 34, 1973.N

8. Аржанов Ф.Г. Дис., Исследование и разработка технологических схем и конструктивных решений газлифтной эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири. Тюмень, 1974.

9. Арманд А.А. Сопротивление при движении двухфазной системы по горизонтальным трубам. Известия ВТИ № I, 1946.

10. Ю.Арманд А.А., Невструева Е.И. Исследование механизма двухфазной смеси в вертикальной трубе. //Изв. всес. теплотехн. ин-та (ВТИ), 1950. №2

11. П.Архангельский В.А. Движение газированных жидкостей и газожидкостных смесей в вертикальных трубах // Инж. Сб., т.4, вып.2. Л.:Гостоптехиздат, 1949.

12. Архангельский В.А. Движение газированных нефте в системе скважина-пласт. М.: Изд. АН СССР, 1958, 90 с.

13. И.Ашихмин В.Н., Гитман М.Б., Келлер Н.Э. и др., Введение в математическое моделирование: Учеб. пособие М.: Университетская книга, Логос, 2007. -440 с.

14. Баба-Заде Ф.А., Мамедов A.M. Лифт замещения с отсечкой воздуха на забое. Нефтепромысловое дело, 1962, № 2, с. 37-39.

15. Бабкин А.В., Колпаков В.И., Охитин В.Н., Селиванов В.В. Численные методы в задачах физики быстропротекающих процессов (3 т.): Учебник для втузов 2-е изд., испр. - М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2006. - 520 с.

16. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. М.: Гостоптехиздат, 1947,-370 с.

17. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов.— М.: Недра, 1993.— 416 с.

18. Белов И.Г. Теория и практика периодического газлифта.— М.: Недра, 1975.

19. Белов И.Г. Классификация установок периодического газлифта. Машины и нефтяное оборудование, 1971, № 1, с. 14-18.

20. Белодворцев Г.И. Физический анализ движения газожидкостной смеси в подъемных трубах эргазлифта. — Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1939, №9, с.9-15.

21. Березин И.С., Жидков Н.П. Методы вычислений, т. II, М., Физматгиз, 1960.

22. Брудник С.С., Кочегарова И.А., Степин Ю.П., Чикиров А.Б. Определение экономической эффективности программных средств в АСУ (новой техники).— М.: изд. МИНГ, 1985.— 72 с.

23. Васильев Ю.Н., Максутов Р.А., Башкиров Л.И. Экспериментальное изучение структуры нефтяного потока в фонтанной скважине. Нефтяное хозяйство №4, 1961, с.41-44.

24. Верслюис Д. Математическая теория фонтанирования нефтяных скважин. -Нефтяное хозяйство, 1931, № 6, с.467-473.

25. Газиев Г.Н. Новые методы эксплуатации нефтяных скважин М., Азернефтеиздат, 1936, 123 с.

26. Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы. Наука, 1973.

27. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. М., Недра, 1983, с.455.

28. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.— М.: Недра.

29. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523с.

30. Грон В.Г. Расчет газожидкостных подъемников нефтяных скважин с применением ЭВМ. Учебное пособие.— М.: изд. МИНГ, 1988.— 49 с.

31. Дане X., Рос Н. Подъем газожидкостных смесей с забоя скважин.-VI Всемир.конгр. нефтяников во Франкфурте-на-Майне, ЦННИТЭнефтегаз. -М., 1964. - с.100-136.

32. Долгих Г.М., Леонов В.А., Шигапов P.P. Оптимизация работы основных объектов газлифтной добычи нефти.— изд. ВНИИОЭНГ, 1986.— (Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», Выпуск 12(64)).— 53 с.

33. Диб Айман Реда. Разработка методики расчёта параметров работы скважин при периодическом газлифте. Дис., к.т.н. М., 2000.

34. Ершов Т.Б. Математическое моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина. Дис., к.т.н. М., 2006.

35. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В., Сафаров Р.А., Дворкин Я.П., Зайцев И.Ю. Теория и практика газлифта. М., Недра, 1987. - 320с.

36. Зайцев Ю.В., Максутов Р.А., Чубанов О.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин.— М.: Недра, 1984.— 360 с.

37. Исаев В.И., Барашкин P.JL, Самарин И.В. Статья. Нестационарный процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованиемметода характеристик. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2007, №10, с.38-43.

38. Крылов А.П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа по вертикальным трубам. -НХ, 1935, № 8, с.35-42

39. Крылов А.П., Лутошкин Г.С. Изучение гидравлических сопротивлений и удельного веса смеси при работе воздушных подъемников в лабораторных условиях. Труды ВНИИ, вып.ХШ, 1958, с.9-19.

40. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М., Энергия, 1976. - 296 с.

41. Леонов В.А. Дисс. к.т.н. Оптимизация работы газлифтного комплекса на примере правдинского и самотлорского месторождений Тюмень, 1987.

42. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов: В 2 частях. 2-е изд., испр. и доп. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006. - 4.1: Гидроаэромеханика в бурении. -413 с.

43. Ли Г.С. Исследование и разработка методов повышения эффективности газлифтной эксплуатации скважин в условиях обводненности, дис., к.т.н. -Сургут, 1981.

44. Лурье М.В. Задачник по трубопроводному транспорту нефти, нефтепродуктов и газа -М., 2003.

45. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды М., 1979.

46. Лутошкин Г.С. Исследование влияния вязкости жидкости и поверхностного натяжения системы «жидкость-газ» на работу эргазлифта. Атореферат дис. к.т.н.-М., 1955, 21с.

47. Ляпков П.Д., Павленко В.П. Способы подъема жидкости из скважин. Учебное пособие-М.: изд. МИНГ, 1988 -с.44-55.

48. Максутов Р.А., Чубанов О.В., Джафаров Ш.Т., Джавадян А.А., Кроль B.C., Воробъев В.Д. Зайцев Ю.В. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин-М.: Недра, 1984. -360с.

49. Меликов B.C. Периодическая компрессорная эксплуатация и основы ее рационализации. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1932, № 10, с.61-67.

50. Меликов B.C. Расчет и анализ работы/ насосов замещения. -Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1936 № 3, с 17-23.

51. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И.Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи: учебн. Пособие для вузов М.: Недра, с. 1984.-272.

52. Мохов М.А., Сахаров В.А., Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин. -М.: «Недр»а, 2008. 188с.

53. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1940г - ч.2.

54. Мусаверов Р.Х., Леонов В.А., Соколов А.Н., Соколов С.И. Метод диагностики неисправностей оборудования газлифтных скважин. Нефтяное хозяйство. 1990

55. Мусаверов Р.Х. Разработка методики расчета высокодебитного газлифта на примере месторождения Самотлор. Дис. к.т.н. М.,1986

56. Мусаверов Р.Х. Расчет давления по длине НКТ в высокодебитных скважинах. В кн.: Молодежь и научно-технический прогресс в нефтяной и газовой промышленности. Тезисы докладов. - М.: 1981.

57. Мустафаев М.М. Автореф. дисс. канд.техн.наук. Исследование и разработка автоматизированной системы управления газлифтной добычи нефти. Баку, 1981, с. 64-82.

58. Мухаметшин Р.К., Гареев А.А., Сахаров В.А., Акопян Б.А .Повышение эффективности эксплуатации периодических газлифтных скважин. -Нефтяное хозяйство, 1988, № 11, с. 40-43.

59. Нигай Ю.В., Егоров П.И., Баринов А.В., и др. Промысловые испытания установок периодического газлифта с автоматическим регулированием циклов газлифтными клапанами. Нефтяное хозяйство, 1991, № 2, с. 45-46.

60. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Т.1,2. М.: Наука, 1987.64.0дишария Г.Э., Точигин А.А. Прикладная гидродинамика газожидкостныхсмесей-М.: Всеро, 1998.

61. Панов Д.Ю. Справочник по численному решению дифференциальных уравнений в частных производных, М., Гостехиздат, 1949.

62. Питер Дж., Браун К.Е., Канамуо С.Р., Кирпатрик С.В., Боткине Б., Велхон Дж.Е., Винкер Х.В. Руководство по газлифтному способу эксплуатации скважин, 6-я серия. Специальная подкомиссия отдела добычи Американского нефтяного института.

63. Пирумов У.Г., Численные методы: Учеб. Пособие для студ. втузов. 3-е изд., испр. - М., Дрофа, 2004. - 224 с.

64. Полянская JI.B. Исследование нестационарных процессов при измерении режима работы нефтепровода с центробежными насосами. Кандидатская диссертация МИНХиГП, М., 1965.

65. Попов В.А. и др. Оптимальное распределение газа по газлифтным скважинам. Инф. листок 239, Тюмень, 1980.

66. Рабинович Е.З. Гидравлика. М., Недра, 1980, 278 с.

67. Рахматуллин Х.А. Основы газовой динамики взаимопроникающих движений сплошных сред // ЦММ, 1956, Т.20, №2.

68. Репин Н.Н., Дьячук А.И., Исангулов К.И. О коэффициенте полезного действия процесса лифтирования. -Труды УфНИИ, вып.21. -Уфа: Башкнигоиздат, 1969, с.161-165.

69. Репин Н.Н., Дьячук А.И., Юсупов О.М. Определение коэффициента полезного действия приспособления для дробления газа в жидкости. -Труды УфНИИ, вып.28.- Уфа: Башкнигоиздат, 1970. с.224-228.

70. Рождественский Б.Л., Яненко Н.Н. Системы квазилинейных уравнений и их приложения к газовой динамике. М.: Наука, 1968. с.592.

71. Самарский А.А.Теория разностных схем. Наука, 1977.

72. Сарданашвили С.А. Расчётные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005.

73. Сахаров В.А., Воловодов А.В., Мохов М.А. Корреляционные зависимости для расчета вертикальных газожидкостных подъемников. Труды МИНГ им. И.М.Губкина, вып. 199. - М.: Недра, 1987. - с. 141-147.

74. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 398 с.

75. Сахаров В.А., Мищенко И.Т., Богомольный Г.И., Мохов М.А. Периодическая эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие.— М.: изд. МИНГ, 1985.-69 с.

76. Сахаров В.А., Палий А.О. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.-М., 1988.

77. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика -М, 1986.

78. Сухарев М.Г., Ставровекий Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа. М.: «Недра», 1975.-277 с.

79. Телетов С.Г. Исследование гидравлических сопротивлений, форм течений и относительных скоростей газожидкостных смесей и методика обработки опытных данных по газожидкостным подъемникам //Научный отчет, рукопись, ф.ЭНИН, АН СССР, 1953.

80. Уайт Дж.У. Плунжерный лифт. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982, № 11,с 12-19.

81. Уинклер Х.У. Типы газлифтных установок для решения специфических эксплуатационных проблем. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, № 12, с. 29-34.

82. Уолис Г. Одномерные двухфазные течения. М., Мир, 1972. 440 с.

83. Формалев В.Ф., Ревизников Д.Л. Численные методы. М.: ФИЗМАТЛИТ, 2004.-400 с.

84. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. -М., «Недра», 1975. 296 с.

85. Чикайса Ф.Д. Разработка методики расчета периодического газлифта с отсечкой газа у башмака подъемника дис., к.т.н., 2003.

86. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках.- М.: Недра, 1986, 204 с.

87. Шарифов Махир Зафар Оглы. Исследование и оптимизация режимов эксплуатации газлифтных скважин, дисс. к.т.н. Нижневартовск, 1991.

88. Шоу С.Ф. Теория и практика газлифта. (Пер. с англ.) М., Гостоптехиздат, 1948.

89. Юсифов С.И. Некоторые вопросы оптимизации распределения расхода газа рабочего агента между компрессорными скважинами на уровне НГДУ. -Баку, 1980, Nell, с. 26-28.

90. Яхин С.Г., Аржанов Ф.Г., Криволапов A.M. ."Использование природных источников сжатого газа Западной Сибири для механизированной эксплуатации скважин" Тюмень, Труды Гипротюменнефтегаза, вып.23, 1971.

91. Bankoff S.G., Trans ASME J. Heat Transfer, ser. C, 82, 265, 1960.

92. Baxendell P.B., Thomas R. The Calculation of Pressure Gradients in High Rate Flowing Wells, J.P.T., October, 1961, p. 1023 - 1028.

93. Brill J.P., Doerr T.C., Brown K.E. An analytical description of liquid flow in small-diameter vertical conduits/. JPT, # 3, 1967, p. 419-432.

94. Brown K.E. Gas lift theory and practice. Tulsa, Oklahoma, 1967, p. 320.

95. Brown K.E. The technology of artifical lif methods. Tulsa, Oklahoma, PennWell Books, 1980.

96. Divine D.L., Eads P.T., Lea J.F., Winkler H.W. Combination Gas Lift/Electrical Submersible Pump System Increases Flexibility. World Oil 211, no.4 (October 1990), p.77-82.

97. Gilbert W.E. Flowing and gas lift well performance. DPP,1954, p.126-157.

98. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental Study of Pressure Gradients Occuring During Continuous two phase flow in Small - Diameter Vertical Conduits, J.P.T., April, 1965, p.475.

99. Nind T.E.W. The Principles of Oil Well Production. New York, Mc Lonald, 1981, h.385.

100. Oliemans R.V.A Multiphase science and technology for oil/gas production and transport // paper SPE 27958, 1994.

101. Orkeszewski J. Predicting Two Phase Pressure Drops in Vertical Pipe, JPJ, June, 1967, p. 829 - 838.

102. Ozon P.M., Ferschneider G., Chwetzoff A. A new multiphase flow model predicts pressure and temperature profiles in wells // paper SPE 16535, 197.

103. Poettman F.H., Carpenter P.G. The Multiphase Flow of Oil, Gas and Water through Vertical Flow Strings, Drilling Prod. Pract., 1952, p.257.

104. Samarin I.V., Barashkin R.L., Computer system of simulating operating duty of a gaslifting well. Tomsk, XI International Scientific and Practical Conference of Students, Post-graduates and Young Scientist, 2005.