автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Исследование нестационарной работы системы "Пласт - Скважина - УЭЦН"

Введение

1. Современные технологии эксплуатации УЭЦН

1.1 Причины отказов в работе УЭЦН

1.2 Причины пробоя изоляции электрической цепи «Кабель

1.3 Современные технологии освоения и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН

1.4 Выводы

2. Температурный режим работы УЭЦН

2.1 Критерии безотказной работы установки

2.2 Работа ПЭД в скважине, вышедшей на стационарный режим

2.3 Работа ПЭД в процессе освоения скважины

2.3.1 Случай отсутствия движения охлаждающей электродвигатель жидкости

2.3.2 Случай омывания электродвигателя потоком жидкости

2.4 Выводы

3. Гидродинамическая модель системы «Пласт - Скважина -УЭЦН»

3.1 Модель скважины

3.2 Модель центробежного насоса

3.3 Модели пласта

3.4 Решение гидродинамической модели

3.5 Проверка адекватности модели

3.6 Выводы

4. Разработка рекомендаций по освоению скважин, оборудованных УЭЦН 92 Заключение 100 Список используемой литературы

Актуальность проблемы

В настоящее время эксплуатация скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) является в России одним из основных способов добычи нефти. За последние двадцать лет доля нефти, извлеченной на поверхность с помощью УЭЦН, возросла с тридцати до семидесяти процентов от общей добычи нефти в стране. Эта тенденция, по всей видимости, сохранится и в будущем.

Однако на многих месторождениях работа серийных УЭЦН сталкивается с большими трудностями. Трудный процесс вывода на стационарный режим работы после подземного ремонта, падение коэффициента продуктивности из-за глушения, периодическая эксплуатация некоторых скважин вследствие срыва подачи - вот далеко не полный перечень осложняющих факторов при добыче нефти центробежными насосами. Многие скважины вообще находятся в бездействии из-за невозможности освоить их серийным отечественным и импортным насосным оборудованием. Кроме того, добывные возможности скважин значительно меняются в течение года, и подобрать серийный УЭЦН так, чтобы он эффективно работал в скважине весь период эксплуатации от запуска до отказа, становится практически невозможно.

В связи с этим повышение эффективности добычи нефти с помощью УЭЦН является для нефтедобывающей отрасли особо актуальной задачей. Одним из перспективных направлений ее решения - это разработка технологий подбора, запуска и эксплуатации установок электроцентробежных насосов с применением более точных представлений о процессах, в том числе и нестационарных, происходящих как в скважине и подземном оборудовании, так и в призабойной зоне.

Цель работы

Исследование нестационарной работы системы «Пласт - Скважина -УЭЦН» с целью совершенствования процесса освоения скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов.

Основные задачи исследований

1. Анализ причин отказов УЭЦН с целью выявления конструктивных недостатков и поиска оптимальных технологических решений по применению электроцентробежных насосов. Обзор имеющихся методов подбора УЭЦН, а также технологий освоения и эксплуатации скважин, оборудованных данными установками.

2. Анализ и разработка критериев безотказной работы погружного электродвигателя (ПЭД).

3. Исследование нестационарных тепловых процессов при работе погружного электродвигателя в различных гидродинамических условиях: без охлаждения потоком жидкости; с охлаждением потоком жидкости различной скорости.

4. Разработка гидродинамической нестационарной инерционной модели системы «Пласт - Скважина - УЭЦН». В том числе разработка математических моделей компонентов данной системы с последующим синтезированием их в единое целое.

5. Анализ влияния силы инерции на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в призабойной зоне скважины.

6. Разработка способа адоптации гидродинамической модели системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям скважины.

7. На базе созданных тепловых и гидродинамических моделей разработка рекомендаций по освоению скважин, оборудованных УЭЦН. Практическая реализация результатов работы на скважинах ОАО «Самаранефтегаз».

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы теории теплопередачи, математической физики, подземной гидромеханики, теории вычислений и программирования, теории управления, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и исследованиями на скважинах, оборудованных УЭЦН.

Научная новизна

1. Разработаны нестационарные тепловые модели работы ПЭД в различных гидродинамических условиях: без охлаждения потоком жидкости (передача тепла теплопроводностью), с охлаждением потоком различной скорости (передача тепла вынужденной конвекцией).

2. Разработаны тепловые критерии безотказной работы погружного электродвигателя, а также расчетные схемы определения следующих технологических параметров: предельная глубина спуска ПЭД исходя из стационарных гидродинамических условий; максимальное время работы электродвигателя без охлаждения потоком жидкости; минимальный дебит, необходимый для начала процесса охлаждения ПЭД.

3. Разработана гидродинамическая инерционная модель системы «Пласт -Скважина - УЭЦН». Доказано, что влияние инерции на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде, а значит и в целом на процесс освоения скважины, оборудованной УЭЦН, незначительно.

4. Разработан алгоритм определения упруго-емкостных и фильтрационных характеристик призабойной зоны по промысловым данным восстановления давления в скважине.

5. Создана система управления процессом освоения скважины, оборудованной УЭЦН, на базе которой разработаны рекомендации по выводу скважины на стационарный режим работы.

Практическая ценность

Разработанные рекомендации по освоению скважин в настоящее время применяются в ОАО «Самаранефтегаз». Их промышленное использование позволило оптимально, в короткие сроки, освоить и эффективно эксплуатировать ряд скважин (в том числе длительное время простаивающих), повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин, получить дополнительную добычу нефти.

Апуобаиия работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Межвузовских конференциях студентов и аспирантов «Нефть и газ - 97» (г. Москва: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997), «Нефть и газ - 98» (г. Москва: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1998); на Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых им. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск: ТПУ, 1998); на Международной конференции молодых ученых по химии и химической технологии «МЕСХТ - 96» (г. Москва: РХТУ, 1996).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе четыре статьи, четыре в виде тезисов докладов конференций.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 113 страницах сквозной нумерации и содержит 18 рисунков, 6 таблиц. Список литературы включает в себя 99 наименований.

3.6 выводы

1. Скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насоса, рассмотрена как единая гидродинамическая система, состоящая из трех объектов: «Пласт», «Скважина» и «УЭЦН». Сформулированы математические модели этих объектов, которые синтезированы в одну нестационарную инерционную гидродинамическую модель.

2. Занижение на 15% рассчитанного по (3.4) - (3.8) давления на приеме УЭЦН по сравнению с фактическим замером с помощью ТМС-3 связано с предположением неизменности во времени плотности смеси, находящейся в затрубном пространстве (p(t) = Const). Такое допущение не учитывает наличие в скважине после подземного ремонта жидкости глушения. Следовательно, при моделировании первого после подземного ремонта запуска УЭЦН до появления ощутимого притока из пласта плотность смеси в затрубном пространстве можно принять равной плотности жидкости глушения.

3. Гидравлическую характеристику центробежного насоса предлагается аппроксимировать кусочно-гладкой линейной функцией вида QHAC = /(РНАС)-Это упрощает расчеты, а также повышает их точность.

4. Совместное решение уравнений, характеризующих работу скважины и центробежного насоса, показывает, что максимально возможную депрессию в скважине невозможно создать за одно включение установки в работу из-за температурного ограничения на эксплуатацию ПЭД.

5. Анализ модели «Пласт - Скважина - УЭЦН» доказал незначительное влияние инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упруго-сжимаемой жидкости в изотропном осесимметричном поровом пространстве со свойствами реального нефтенасыщенного коллектора. Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пье-зопроводности и упругоемкости пласта, а также невозможностью мгновенного создания в реальных условиях значительных градиентов давления в при-скважинной зоне.

91

6. Разработан способ определения фильтрационных и упруго-емкостных характеристик призабойной зоны по результатам промысловых исследований восстановления давления в скважине. Данный способ дает возможность адоптировать гидродинамическую модель «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям конкретной скважины.

Совпадение расчетных и фактических значений уровня жидкости доказывает адекватность модели системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» реальным гидродинамическим процессам, происходящим при освоении скважины.

7. Гидродинамическая модель системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» позволяет получить функцию изменения дебита (Опл = /0)), необходимую для проведения тепловых расчетов, рассмотренных во второй главе диссертации.

4. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОСВОЕНИЮ СКВАЖИН,

ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

Практическим применением решенных в диссертации тепловых и гидродинамических задач является разработка рекомендаций по освоению скважин, оборудованных УЭЦН.

Как отмечалось в первой главе диссертации, процесс вывода скважины на стационарный режим работы может сопровождаться различными осложнениями. Этому способствует множество причин, связанных как с технологией и техникой добычи нефти, так и с материально-финансовым состоянием нефтяных компаний, производящих эксплуатацию скважин:

- отсутствие необходимого типоразмера центробежного насоса, погружного электродвигателя, требуемой длины токоподводящего кабеля или на-сосно-компрессорных труб;

- ограничения на температурный режим погружного электродвигателя, а также давление на приеме центробежного насоса.

В связи с этим требуют ответа следующие вопросы. Какова вероятность освоения без осложнений скважины, оборудованной заданной компоновкой «глубина спуска оборудования - центробежный насос - погружной электродвигатель», отличной от рекомендованной методикой подбора, а также полученной в результате подбора по методикам, не учитывающим нестационарные термо- гидродинамические процессы? Сколько продлится освоение скважины, при каких условиях этот процесс будет оптимальным? Если невозможна непрерывная работа скважины, как рассчитать режим периодической эксплуатации?

Возникает задача об управлении процессом освоения скважины. Такое управление можно осуществить регулированием [4, 47] параметров работы центробежного насоса, целью которого является обеспечение близости текущих значений параметров системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» к их требуемым значениям.

Рассмотрим подробнее такую систему управления, схематически изображенную на рис. 4.1.

Объект У управления

Система управления процессом освоения скважины, оборудованной УЭЦН

Объектом управления является призабойная зона пласта, возмущающим (входным) воздействием - изменение давления на забое скважины, а реакцией - приток жидкости в скважину. Одна из главных ролей в такой системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно:

1. Отслеживание реакции системы на управляющее воздействие: сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии. Реакцией системы на возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта, вследствие чего происходит изменение уровня жидкости в скважине. Значит, в качестве У© можно использовать именно динамический уровень. В промысловых условиях наблюдение за этим параметром производится с помощью эхолота или волномера [48].

2. Принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия. Необходимость корректировки управляющего воздействия возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс освоения: срыв подачи центробежного насоса, тепловое разрушение ПЭД и т. д.

3. Передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления. Призабойной зоной

X - первоначальное входное воздействие; X* - откорректированное входное воздействие;

У - реакция системы; Р - регулятор

Рис. 4.1 пласта воспринимается изменение давления на забое скважины, которое, в соответствии с уравнением (3.9), зависит от производительности центробежного насоса. Значит ОНАС(0 можно принять за опосредованное возмущающее воздействие Х^). Это воздействие, на основе принятого решения, регулятор и должен соответствующим образом изменить до значения Х*^).

Реально на скважине изменение производительности насоса производится различными способами: от примитивного включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, до технологически и технически сложных конструкций, некоторые из которых рассматривались в первой главе диссертации.

Описанную систему управления можно распространить и на случай оперативной корректировки режима эксплуатации скважины, связанной с изменением режима работы залежи, таким как отключение системы поддержания пластового давления, остановка или ввод в эксплуатацию близлежащих добывающих скважин и т. д.

Решение сформулированной задачи управления сводится к отысканию разности

ЛХ© = Х(0-Х*(0, для определения которой необходимо знать следующие отображения

Х(0->У(0; У(0->Х'(*).

Другими словами необходимо иметь представление о том, какова реакция объекта управления на возмущающее воздействие и как должно измениться это воздействие в связи с полученной реакцией.

Классическая математическая теория управления поставленную задачу предлагает решать с помощью введения передаточных функций соответственно объекта управления и регулятора, представленного как звено обратной связи [4, 47]: где х(р), у(р), х*(р) - отображения по Лапласу функций Х^), У^) и Х*^).

Такой подход достаточно трудоемок, поскольку предполагает не только решение дифференциальный уравнений в отображениях, но и обратное преобразование Лапласа из отображений в оригиналы, что зачастую вызывает затруднения.

Применим другой способ. Понимая под У^) дебит скважины, а под Х^) - депрессию на пласт, вместо отображения будем использовать функцию дебита скважины (притока жидкости из пласта) от депрессии - Опл = /(ЛР^)) или, с учетом уравнения работы скважины (3.9), от производительности центробежного насоса Опл = /(ОНАС(0). А это есть разработанная в предыдущей главе гидродинамическая модель системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» - разностные схемы (3.39), (3.31). Вместо отображения требуемого для определения величины АХ(1) можно записать в явном виде условия необходимости корректировки Х^). Так как управляющее воздействие регулируется в зависимости от вероятности угрозы возникновения осложнений, то под такими условиями можно понимать критерии сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора (2.2) и предотвращения срыва подачи центробежного насоса

ПР — ^НАСЫЩ' (4-1) где Рпр, РНАСЫЩ - давление соответственно на приеме УЭЦН и насыщения нефти газом.

То есть в зависимости от выполнения условий

Тс 5 [тс] р < р

1 пр — 1 насыщ и текущего значения Х(У) делается заключение о необходимости корректировки. Возможны следующие варианты: корректировка не нужна

ДХ(0=О; требуется корректировка входного воздействия на величину дх(0=/(х(1) у(0).

В простейшем случае в качестве такой функции можно использовать выражения

ЛХ(0 = Х(0; Х*(0 = ОНАС=0, что интерпретируется как выключение центробежного насоса или ЛХ© = Х(0-Х*(0; Х*(0 = ОНАС(0 = Ь - а • РНАС(0, что трактуется как его включение и работа (аппроксимация гидравлическая характеристика центробежного насоса прямой, в соответствии с (3.12)).

Под режимом освоения скважины будем понимать ту последовательность управляющих воздействий {ДХ,}, вырабатываемых звеном обратной связи, к поиску которых и сводится задача. Причем важна не только величина управляющего воздействия, но и последовательность моментов времени {!, }, на которые приходятся эти воздействия.

Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом освоения скважины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции. В качестве такой функции принимается или общее время вывода скважины на стационарный режим или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН.

Описанная система управления процессом освоения позволяет составить режим запуска скважины, расчет которого сводится к последовательности действий.

1. Оценка добывных возможностей скважины и задание необходимого (проектного) дебита. Для определения фильтрационных и упруго-емкостных характеристик призабойной зоны пласта можно воспользоваться результатами промысловых исследований восстановления забойного давления в скважине изложенным в разделе 3.5 диссертации алгоритмом расчета.

2. Подбор установки электроцентробежного насоса по одной из известных методик [15, 35, 41, 45, 69, 70, 90 и т. д.], не учитывающих нестационарные термо- и гидродинамические процессы, происходящие при освоении скважины.

3. Оценка вероятности срыва подачи центробежного насоса в процессе освоения. Используем в качестве критерия предотвращения срыва подачи центробежного насоса условие (4.1). Давление на приеме центробежного насоса в процессе освоения скважины определим из соотношения

РПр(0 = Рздвй- Р • 9 • (1-скв - 1-НАс)> (4.2) где Рздб^) - забойное давление в скважине на момент времени 1, создаваемое столбом жидкости 1скв - 1НАС со средней плотностью р; д = 9.81 м/с2; '-скв > '-нас ~ глубина соответственно скважины и спуска УЭЦН.

Способ расчета средней плотности газожидкостной смеси на интервале «забой - прием оборудования» (р) рассмотрен в работах [35, 38, 40, 45, 70].

Функцию РзАБ(1) определим по разностной схеме (3.39), в обозначениях которой: РЗАБ(0=>Р0' .

Перед проведением расчета по схеме (3.39) необходимо определить коэффициенты аппроксимации гидравлической характеристики центробежного насоса. Для получения характеристики, отвечающей откачке реальной газо-нефтеводяной смеси, пересчитаем по методике из работы [45] паспортную характеристику, снятую на воде: о о? нопт

ДН =--НАС(А

НАС 3.9+ 0.023-СС' где Нн°Апст, 0°Ас - паспортные значения напора и производительности насоса на оптимальном режиме работы.

Затем по пересчитанной с использованием (4.3) гидравлической характеристики по (3.12) определяем коэффициенты а, Ь для интервала оптимальной производительности и участка характеристики, описывающей изменение параметров насоса в процессе освоения скважины.

Далее выполняется расчет по разностной схеме (3.39) совместно с условием (4.1), в котором Рпр определяется выражением (4.2).

Результатами такого расчета являются последовательности {ЛХ; } и {t¿}, а так же функция QnJ1 = /(t).

Если ДХг = 0, то вероятность срыва подачи в процессе освоения скважины минимальна. В противном случае получены вполне определенные рекомендации: в какой момент времени после включения установки {t;} и на сколько {ДХ;} изменить производительность УЭЦН во избежание срыва подачи насоса.

4. Оценка вероятности безотказной работы погружного электродвигателя при заданном гидродинамическом режиме работы скважины.

Используя функцию Опл = /(t) по тепловым моделям ПЭД (2.31) и (2.36), а также критерию его работоспособности (2.2) производится проверка возможности безотказной работы погружного электродвигателя при имеющемся гидродинамическом режиме работы скважины.

Если в результате расчетов критерий сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора (2.2) нарушается, то последовательности {ДХг} и {t} соответствующим образом корректируются.

В качестве примера приводятся режимы освоения скв. 551 и 189 соответственно Ново-Ключевского и Неклюдовского месторождений эксплуатирующих пласты Cía, когда на практике остановки УЭЦН были неоправданны, т. е. было возможно безостановочное освоение скважин (рис. 4.2).

При расчетах использованы следующие данные. Скв. 551 Ново-Ключевского месторождения: DK =0.146 м; DHKT =0.073 м;

3 = 0.8; Рпл = 200-105 Па Нпл = Им; Тпл = 45°С; % = 0.24 м2/с; к = 190 мкм2. Скв. 189 Неклюдовского месторождения: DK =0.130 м; DHKT = 0.073 м; Р = 0.55; Рпл = 240 • 105 Па Нпл = 8м; Тпл = 45 °С; х = 0.13 м2/с; к = 137 мкм2.

Время, мин а) скв. 551 Ново-Ключевского месторождения

600 700 800 900 м

3 юоо о ж 1100 | 1200 >> 1300 1400 1500 1600

600

В" 700 0

В 800 1 900 и x 1000 1100

20

1700 -К--1-----1-Р^Ч----1-1-1-1-1---- 0

0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315

Время, мин б) скв. 189 Неклюдовского месторождения Режимы освоения скважин изменение уровня жидкости в скважине: — результаты промысловых исследований; расчетные значения: — при Опл(1) = 0, — с учетом Опл = /({)■, — функция Опп = /(1)

Рис. 4.2

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Поскольку в настоящее время эксплуатация скважин с помощью УЭДН является одним из основных способов добычи нефти, поиск оптимальных технологических решений по применению этих установок весьма актуален.

Многолетний опыт использования УЭЦН на различных промыслах показал, что наибольшие трудности при эксплуатации установок электроцентробежных насосов связаны с освоением скважин. Этому способствует ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны вследствие глушения скважин, возможность срыва подачи центробежного насоса, тепловое разрушение погружного электродвигателя из-за недостаточного охлаждения, снижение изоляции подземной части электрической цепи УЭЦН в результате многократных включений. Большинство перечисленных проблем вызвано игнорированием применяемыми на сегодняшний день методиками подбора УЭЦН, технологиями освоения и эксплуатации скважин, оборудованных данными установками, нестационарных термо- и гидродинамических процессов.

Настоящая работа направлена на исследование работы системы «Пласт -Скважина - УЭЦН» с целью разработки рекомендаций по оптимальному освоению скважин, оборудованных УЭЦН.

Для достижения поставленной цели в диссертации были решены следующие задачи.

1. Рассмотрены причины отказов в работе установок электроцентробежных насосов.

Выполнен статистический анализ отказов в работе скважин, оборудованных УЭЦН, показавший, что большая доля причин проведения подземных ремонтов (до 15%) связана с рассогласованием гидравлических характеристик центробежного насоса и пласта. А наиболее слабым элементом в оборудовании УЭЦН является электрическая изоляция погружного электродвигателя и токоподводящего кабеля, на долю которых приходится 32% всех подземных ремонтов, и более 65.9% ремонтов, идентифицированных как отказы собственно УЭЦН.

Доказано, что технологической операцией, провоцирующей отказ в наиболее уязвимом месте - изоляции электрической цепи «токоподводящий кабель - погружной электродвигатель» - является процесс освоения скважины.

Проведен обзор применяемых в настоящее время методик подбора УЭЦН, а также регламентирующих документов, технологических и технических решений по освоению скважин, оборудованных УЭЦН. Выявлено, что все они не учитывают нестационарные термо- и гидродинамические процессы, происходящие при освоении. Это, скорее всего, и является одной из основных причин возникновения осложнений в процессе вывода скважин на стационарный режим работы.

2. Рассмотрен температурный режим работы скважины, оборудованной УЭЦН.

Доказано, что основным источником тепла в подземном оборудовании УЭЦН является погружной электродвигатель, который согласно статистическим данным, наиболее подвержен температурному разрушению. Эти обстоятельства накладывают определенные ограничения на эксплуатацию электродвигателя.

В качестве основного температурного критерия работоспособности ПЭД, справедливого при любом режиме работы скважины, предлагается условие сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора.

Составлена расчетная схема для выполнения поверочного расчета пригодности выбранного погружного электродвигателя исходя из заданных геолого-технических (геотермический градиент, глубина залегания пласта, пластовая температура) и технологических (дебит скважины, глубина спуска УЭЦН) условий стационарной работы скважины.

Рассмотрено два принципиально разных нестационарных тепловых режима работы электродвигателя: случай пренебрежимо малого притока из пласта (Опл ~ 0) - передача тепла от ПЭД в окружающее пространство в основном теплопроводностью; работа электродвигателя с охлаждением потоком жидкости - передача тепла вынужденной конвекцией. Составлены математические модели тепловых процессов при работе ПЭД в указанных гидродинамических условиях.

Установлено, что время работы погружного электродвигателя без охлаждения потоком жидкости лимитировано и определяется в основном удельной тепловой мощностью ПЭД и температурой горных пород на глубине спуска УЭЦН. А характер изменения во времени средней температуры заданного типа ПЭД при его работе с охлаждением потоком жидкости определяется в основном теплоотдачей (а) и разностью между начальной температурой электродвигателя (Тн) и температурой набегающего потока (Т0). При этом для фиксированной величины Тн, в зависимости от параметров ос и Т0 возможны следующие варианты работы: нагрев, поддержание температуры электродвигателя постоянной или его охлаждение.

Результатом последовательного решения указанных выше тепловых нестационарных моделей ПЭД является функция Тпэд = /(1) для 0 < 1: < со, которая вместе с критерием сохранения электрической прочности изоляции обмотки статора позволяет ответить на вопрос о возможности безотказной и безостановочной работы выбранного электродвигателя в процессе освоения и эксплуатации конкретной скважины, т. е. в заданных геолого-технических (пластовая температура, глубина залегания пласта, геотермический градиент) и технологических (Опл = /(0, глубина спуска УЭЦН) условиях.

Кроме того, с помощью функции Тпэд = /0) и критерия сохранения электрической прочности изоляции можно составить тепловой режим электродвигателя, заключающийся в определении допустимого времени работы электродвигателя без охлаждения потоком жидкости, а также минимального дебита скважины, необходимого для обеспечения охлаждения ПЭД.

3. Скважина, оборудованная установкой электроцентробежного насоса, рассмотрена единая гидродинамическая система, состоящая из трех объектов: «Пласт», «Скважина» и «УЭЦН». Сформулированы математические модели этих объектов, которые синтезированы в одну нестационарную инерционную гидродинамическую модель, позволяющую получить функцию изменения дебита (Опл = /(0), необходимую для проведения тепловых расчетов.

При моделировании первого после подземного ремонта запуска УЭЦН до появления ощутимого притока из пласта плотность смеси в затрубном пространстве предлагается принять равной плотности жидкости глушения. Это объясняется занижением на 15% расчетного давления на приеме УЭЦН по сравнению с фактическим замером с помощью ТМС-3.

Гидравлическую характеристику центробежного насоса предлагается аппроксимировать кусочно-гладкой линейной функцией вида 0НАС = /(РНАС)-Это упрощает расчеты, а также повышает их точность.

Анализ модели «Пласт - Скважина - УЭЦН» показал незначительное влияние инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упругой жидкости в изотропном осесимметричном поровом пространстве со свойствами реального нефтенасыщенного коллектора. Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пьезопроводности и упругоемкости пласта, а также невозможностью мгновенного создания в имеющимися техническими средствами значительных градиентов давления в прискважинной зоне.

4. Разработан способ определения фильтрационных и упруго-емкостных характеристик призабойной зоны по результатам промысловых исследований восстановления давления в скважине. Данный способ дает возможность адоптировать гидродинамическую модель «Пласт - Скважина - УЭЦН» к геолого-техническим условиям конкретной скважины.

Проверена и доказана адекватность адоптированной модели системы «Пласт - Скважина - УЭЦН» реальным гидродинамическим процессам, происходящим при выводе скважины на стационарный режим работы.

104

5. Разработана система управления процессом освоения скважины, заключающаяся в регулировании параметров работы центробежного насоса.

Данная система универсальна и предполагает различные способы изменения производительности центробежного насоса: от примитивного включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, до технологически и технически сложных конструкций, например частотно-регулируемый привод ПЭД.

1. A.c. 1262026 СССР, МКИ 4 Е 21 В 43/00 //F 04 D 15/00. «Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно-регулируемым приводом» /Ханжин В.Г. (СССР). Опубл. 1986. Бюл. № 37.

2. Алексеев Г.А. и др. Контроль за работой нефтяных скважин, оборудованных центробежными насосами. Науч.-тех. сб. пробл. Зап.-Сиб. нефтегаз. комплекса, 1991.

3. Алнас. Новые разработки. //Инженерный центр альметьевского завода погружных электронасосов. г. Альметьевск, 1998.

4. Андреев Ю.Н. Управление конечномерными объектами. М.: Наука, 1975.

5. Аравин В.И., Нумеров С.Н. Теория движения жидкостей и газов в неде-формированной пористой среде. -М.: Наука, 1973.

6. Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г., Евченко и др. Разработка и эксплуатация месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1979. - 335 с.

7. Афанасьев В.А., Батурин Ю.Е., Евченко B.C., Чириков Л.И. Проектирование способов эксплуатации скважин на месторождениях Западной Сибири. /ОИ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

8. Балакиров Ю.А. Гидропрослушиавание и термографирование нефтяных скважин и пластов. Баку: Айзерб. гос. изд., 1965.

9. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. М.: Недра, 1970.

10. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

11. Богданов A.A., Гендельман Г.А., Казаков А.Д., Чудиновский A.A. Совершенствование электрооборудования для установок насосной нефтедобычи. /Тем. науч.-тех. обз. «Машины и нефтяное оборудование» М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

12. Богданов A.A., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Определение давления наприеме погружного центробежного насоса в скважине. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1972, № 6.

13. Валиханов A.B., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. М.: Недра, 1978. - 198 с.

14. Временная инструкция по выводу скважин, оборудованных УЭЦН, на режим после подземного ремонта. //ПО «Куйбышевнефть». /Рук. Хроликов В.А. г. Куйбышев, 1981.

15. Галлямов М.Н., Батталов P.M., Узбеков Р.Б. Установление оптимальных режимов эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1981, № 12.

16. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1982. 311 с.

17. Двинин A.A. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами с периодическими остановками. Нефть и газ Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. н.-т. конф. /Т.2. г. Тюмень, 21-23.06.1996.

18. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. /Афтореф. диссер. на соиск. уч. степ. д.т.н. М.: ГАНГ, 1998 г.

19. Заявка 2708310 Франция, кл. 6 Е 21 В 47/12 «Procede et dispositif pour transmettre des infofmations relatives au fonctionneement d'un apparei» /Veneruso Antony: Serveces Pétroliers Schlumberger. 9309223. Заявл. 27.07.93. Опубл. 03.02.95.

20. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Условия, определяющие срыв подачи погружного центробежного насоса. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1971, № 4.

21. Инструкция по выводу скважин на режим. //АООТ «ЛУКОЙЛ-Когалым нефтегаз». г. Когалым, 1996.

22. Инструкция по запуску и выводу на режим установок ЭЦН. //ОДАО «Са-мотлорнефть». г. Нижневартовск, 1997.

23. Инструкция по исследованию скважин, оборудованных УЭЦН, (вывод нарежим) с помощью частотного регулятора. //АООТ «Самаранефтегаз» /Рук. Хроликов В.А. г. Самара, 1995.

24. Интегрированная система управления «Электроспид». /Технический паспорт и руководство по наладке и эксплуатации. Центрилифт, 1991. 82 с.

25. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел A.C. Теплопередача: Учебник для вузов. М.: Энергоиздат, 1981. - 416 с.

26. Исследование скважин, оборудованных УЭЦН, с помощью частотного регулятора. //АООТ «Самаранефтегаз» /Рук. Хроликов В.А. г. Самара, 1995.

27. Каллимулин Н.Г., Люстрицкий В.М. Особенности работы подъемников высоковязкой нефти. /ЭИ «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». -М.: ВНИИОЭНГ, 1991. Вып. 6.

28. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. - 224 с.

29. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными насосами. /ОИ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

30. Карташов Э.М. Аналитические методы в теории теплопроводности твердых тел: Учеб. пособие. М.: Высш. шк., 1985. - 480 с.

31. Козлов Б.А., Ушаков И.А. Справочник по расчету надежности. М.: Наука, 1975.

32. Кривоносов И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. М.: Недра, 1975. - 168 с.

33. Кричке В.О. Приборы контроля сопротивления изоляции установки электропогружного двигателя. //Добыча нефти и газа. Транспорт газа. /Труды куйб. гос. науч.-исслед. ин-та нефт. пром. Куйбышев: Куйбышевкнигоиз-дат, 1964.-Вып. 23.

34. Кричке В.О., Семенов B.C., Золотов В.П., Алимпиев A.B., Андриянов В.Н. Эффективность тепловой защиты погружных электродвигателей. /ЭИ «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

35. Линев B.C. Методика подбора ЭЦН по параметрам скважин. /Р. н.-т. сб.

36. Нефтяное хозяйство». М.: ВНИИОЭНГ, 1971, № 12.

37. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа: Учеб. для вузов. М.: Наука, 1987. - 840 с.

38. Лыков A.B. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967- 599 с.

39. Люстрицкий В.М. Гидромеханика подъемников вязких и эмульсионных нефтей. /Диссер. на соиск. уч. степ. д.т.н. М.: ГАНГ, 1998 г.

40. Люстрицкий В.М., Гончаров H.A., Шишков С.А. Работа системы «Скважина Пласт» на неустановившихся режимах. Геология, геофизика, бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений. Межвуз. сб. науч. тр. -Самара: СамГТУ, 1997.

41. Ляпков П.Д. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины. /ОИ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1980.

42. Ляпков П.Д., Кузнецов П.Б., Гарипов Х.И., Гафуров О.Г. О некоторых особенностях работы погружных центробежных насосов на Арланском месторождении. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1977, №7.

43. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. - 126 с.

44. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия, 1977. - 344 с.

45. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти. /ОИ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

46. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. -М.: Недра, 1989.-245 с.

47. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа: Учебник для вузов. М.: 1984. - 464 с.

48. Мороз А.И. Курс лекций по теории систем. М.: Высшая школа, 1978. -240 с.

49. Муравьев В.М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977. - 304 с.

50. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях. М.: Недра, 1969.-219 с.

51. Мухаметгалеев Р.Р. Предварительные результаты испытаний универсального клапана погружного насоса. /ЭИ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1977, Вып. 22.

52. Нагула В.Д. Определение давления на приеме ЭЦН в условиях работы насоса с повышенным газосодержанием. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1977, № 12.

53. Нефтепромысловое оборудование: Спр. /Под ред. Бухаленко Е.И. М.: Недра, 1990. - 559 с.

54. Отчет о производственной деятельности ЦБПО ОАО «Самаранефтегаз». //ОАО «Самаранефтегаз». /Рук. Козлов В.А. г. Самара, 1998.

55. Отчет о состоянии фонда скважин, оборудованных УЭЦН. //ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз». г. Мегион, 1998.

56. Отчет о состоянии фонда скважин, оборудованных УЭЦН. //ОДАО «Са-мотлорнефть». г. Нижневартовск, 1997.

57. Пантелеев Г.В., Ростэ З.А. Установление оптимальной глубины спуска в скважины центробежных насосов. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1974, № 3.

58. Пат. 2042795 РФ, кл. 6 Е 21 В 43/00 «Способ эксплуатации насосных скважин» /Афанасьев В.А., Гордон И.А., Семченко П.Т. (РФ). 5061252/03. Заявл. 02.09.92. Опубл. 27.08.95. Бюл. № 24.

59. Пат. 2056539 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/00 /Л7 04 Б 13/10 «Перепускное устройство для погружных электронасосов» /Грабовецкий В.Л. (РФ). -5033708/06. Заявл. 04.02.92. Опубл. 20.03.96. Бюл. № 8.

60. Пат. 2057907 РФ, кл. 6 Е 21 В 43/00 «Способ эксплуатации малодебитной скважины с частотно-регулируемым приводом» /Ханжин В.Г. (РФ). -93019999/03. Заявл. 14.04.93. Опубл. 10.04.96. Бюл. № 10.

61. Пат. 2081998 РФ, кл. 6 Е 21 В 43/00 «Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами» /Грабовецкий B.JI. (РФ). 93051749/03. Заявл. 09.11.93. Опубл. 20.06.97. Бюл. № 17.

62. Погружные центробежные насосы для нефти: Каталог справочник ОКБ БН. -М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1970.

63. Подбельский В.В. Язык Си++: Учеб. пособие. М.: Финансы и статистика, 1995. - 560 с.

64. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. М.: Наука, 1977.

65. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975. - 224 с.

66. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы: Учеб. пособие для вузов. -М.: Наука, 1989.-432 с.

67. Седов Л.И. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1983. - 520 с.

68. Семченко П.Г., Добродеев Ю.Е., Гордон H.A. Установка передвижная с полупроводниковым преобразователем частоты для освоения и вывода насосных скважин на режим. Нефть и газ Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. н.-т. конф. /Т.1. г. Тюмень, 21-23.06.1996.

69. Смирнов В.Б. Совершенствование способов диагностики технического состояния погружных электронасосов. Эл. оборуд., эл. снабж., эл. потребл.: Материалы н.-т. конф. г. Москва, 15-17.11.1995.

70. Справочная книга по добыче нефти. /Под. ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1974.-704 с.

71. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш.К. Гиматудинова/ P.C. Андриасов, И.Т. Мищенко, A.M., А.И. Петров и др. М.:Недра, 1983. -455 с.

72. Степанов O.A., Сорокина Т.В. Построение характеристик насосов при различных частотах вращения. Нефть и газ Зап. Сиб.: Тез. докл. Междунар. н.-т. конф. /Т.2. г. Тюмень, 21-23.06.1996.

73. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима работы скважин. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1974, № 9.

74. Сучков Б.М. Температурный режим подъемного лифта скважин, работающих с погружными центробежными насосами. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1974, № 10.

75. Трахтман Г.И. Применение погружных центробежных насосных установок для добычи нефти за рубежом. /ОИ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

76. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.Б., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1974. - 424 с.

77. Филиппов В.Н. Надежность установок погружных центробежных насосов для добычи нефти. /ОИ «Насосостроение». М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1983.

78. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. - 271 с.

79. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостехиздат, 1948.

80. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Гос. изд. тех. лит. УССР, 1961.-286 с.

81. Шакиров Р.Ш. Определение давления столба газированной жидкости вкольцевом пространстве нефтяных скважин. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1971, № 1.

82. Шарипов А.Г., Минигазимов М.Т., Муслимов Р.Х., Пустовойт С.П., Батыров Х.М., Минхайров Ф.Л. Способ определения давления на приеме погружного насоса. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1971, №4.

83. Шишков С.А. Моделирование работы системы «Пласт Скважина -Оборудование» на неустановившихся режимах. Тез. докладов на Межвуз. конф. студ. и асп. «Нефть и газ - 97», г. Москва: ГАНГ, 22-24.04.1997.

84. Шишков С.А. Расчет давления на приеме УЭЦН. Тез. докладов на Междунар. конф. студ., асп. и молод, ученых им. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр». г. Томск: ТПУ, 6-11.04.98.

85. Шмидт С.А., Люстрицкий В.М. Тепловой режим ПЭД в процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН. /Сборник трудов института Гипрово-стокнефть. Самара: Гипровостокнефть, 2000.

86. Шмидт С.А., Люстрицкий В.М. Расчет минимального дебита скважины, оборудованной УЭЦН, необходимого для безотказной работы ПЭД. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2000, № 4.

87. Шишков С.А., Люстрицкий В.М. Тепловой режим работы УЭЦН. /Р. н.-т. сб. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1998, № 11-12.

88. Щелкачев В.Н. Критический анализ исследований, посвященных определению верхней границы закона фильтрации Дарси. /Избранные труды: В 2 томах. Том П. М.: Недра, 1990. - 613 с.

89. Щелкачев В.Н. Основные уравнения движения упругой жидкости в упругой пористой среде. /Избранные труды: В 2 томах. Том II. М.: Недра, 1990. -613 с.

90. Щелкачев В.Н. Сопоставление основных параметров подобия в подземной и в трубной гидравлике. /Избранные труды: В 2 томах. Том II. М.: Недра, 1990.-613 с.

91. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти: Учебник для техникумов. М.: Недра, 1979. - 271 с.

92. An analysis on the application of submersible electric pumping system in the Santa Barbara Channel. TRW Reda pumps, 1972.

93. Cowposit Catalog of Oil Field Equipment and Services. TRW Reda pumps, 1990-1995.

94. Galles D.J. Optimized electric submersible pumping to extend economic oil production in a high-watercut environment. J. of Petrol. Techn., 1996, №1, p. 5662.

95. Hasan A.R. Kabir C.S. Determining buttonhole pressures in pumping wells. //Society of Petrol Engineers J. 1986, XII. - Vol. 25, № 6. - p. 823-838.113

96. Oil and Gas J., 1980, v. 78, № 44.

97. System 90. TRW Reda pumps, 1990.

98. The 9 step. A Baker Hughes company. //CEN0892DJH /Centrilift, 1992.

99. The Industry Leader of Electric Submersible Pumping Equipment. A Baker Hughes company. //CEN0291DJH /Centrilift, 1991.

100. The Oilman, 1982, №1, p. 11.