автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Разработка модели и алгоритмов функционирования газлифтной скважины как объекта системы оперативного управления

РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ И АЛГОРИТМОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ КАК ОБЪЕКТА СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ

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

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-20 И

1 6 июн 2011

4850460

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

Стёпин Юрий Петрович

кандидат технических наук Ибрагимов Ильдар Ильясович

Ведущая организация НПФ «Нефтеавтоматика»

Защита состоится « 23 » цуом А. 2011 года в \5" часов оО минут на заседании диссертационного совета Д212.200.09 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Автореферат разослан «10_» ^ухСХй 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета к.т.н., доцент

Великанов Д.Н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Аюуальность работы. Поддержание нефтегазового потенциала России по мере истощения месторождений на суше будет осуществляться за счет разработки месторождений на шельфе. При разработке морских месторождений существенно повышаются требования к оперативному выбору эффективного режима работы газлифтной скважины, осуществляемому с помощью системы АСУ ТП. В то же время, до сих пор не создано алгоритмов и программного комплекса (ПК) для оперативного управления газлифтной скважиной ввиду сложности моделирования процесса движения газожидкостного потока (ГЖП) в скважине. Существующие модели, описывающие движение ГЖП, предназначены для решения задач проектирования и не позволяют в полной мерс решить задачу оперативного управления скважиной вследствие того, что не учитывается изменение режима работы скважины во время эксплуатации, не учитывается влияние системы транспорта нефти и газораспределительной системы, и не учитываются особенности технологического оборудования скважины.

Таким образом, разработка модели расчета режима работы газлифтной скеалси-ны и ПК для оперативного управления газлифтной скважиной актуальны.

Цель работы: разработка модели и программного обеспечения, исследование алгоритмов расчета режима работы газлифтной скважины для оперативного управления её работой.

Для достижения цели необходимо решить следующие научно-технические задачи:

1. Провести сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифгных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определил, требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработать динамическую математическую модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз', их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработать алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

1 Под фазой здесь и в дальнейшем подразумевается тип потока: газ, жидкость, ГЖП

3

5. Разработать программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной:

- учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потока;

- позволяющий определять параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожвдкостной смеси;

- позволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новые;

- позволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважины;

- позволяющий контролировать режим эксплуатации скважины в оперативном режиме.

6. Провести численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и:

- изучить влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определить возможные режимы работы скважины;

- проанализировать рассчитанные режимы работы скважины и выбрать реализуемые с технической и экономической точек зрения;

- рассчитать режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа

7. Разработать структуру системы оперативного управления газлифтной скважиной.

Научная новизна:

1. Разработана динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины с периодическим и непрерывным штифтом, позволяющая учитывать передвижение границ фаз, их образование, смену периодов работы скважины и относительную скорость газа Определены начальные и граничные условия математической модели для границ выделенных объёмов и внешних границ.

2. Разработан алгоритм расчета режима работы газлифтной скважины с помощью предложенной математической модели.

3. Исследовано влияние относительной скорости газа на режим работы скважины.

4. Получены зависимости изменения расходных характеристик скважины от её параметров.

Методы исследований базируются на использовании фундаментальных положений гидродинамики, математического моделирования, численных методов решения систем дифференциальных уравнений в частных производных, математического программирования и информационных технологий.

Практическая значимость. Разработана модель и программный комплекс, позволяющие рассчитывать режим работы газлифшой скважины в процессе эксплуатации и определять параметры оперативного управления скважиной. Программный комплекс может быть использован в учебном процессе.

Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ №2011612525 (Расчет режима работы газлифгной скважины).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих форумах:

- Семинар кафедры АТП РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 24 марта 2011

- Конференция, посвященная 50-летию кафедры «А 11111» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Уфа, 21-22 октября, 2010

- XI международная научно-пракпf1 кхкая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа», Москва, 2007

Положения, выносимые на защиту:

1. Динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины.

2. Учёт передвижения границ, образования фаз, смены периода работы газлифтной скважины и относительной скорости газа в разработанной математической модели.

3. Расчет режима работы газлифтной скважины с помощью разработанной математической модели.

4. Программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной.

Все положения, выносимые на защиту и практические рекомендации диссертационной работы получены лично автором.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах из перечня рецензируемых журналов ВАК.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, выводов, двух приложений и списка литературы. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 56 рисунков и 15 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении диссертации приведена краткая характеристика работы, представлена актуальность темы, сформулирована цель и задачи работы, определена

практическая ценность. Приведены сведения об апробации работы и о публикациях.

В первой главе сформулирована задача оперативного управления газлифтной скважиной; рассмотрена технология газлифтной эксплуатации скважин, выбран тип газлифтной установки для исследования; сформулированы требования к математической модели.

Техника и технология газлифтного способа добычи нефти, модели движения ГЖП изучались как отечественными, так и зарубежными учеными, на исследованиях которых базируется диссертационная работа. Обзор современного состояния развития моделей движения ГЖП представлен в работах В.А. Сахарова, В.И. Исаева, Т.Б. Ершова, П.Р. Гимера. Большой вклад в разработку первых моделей движения ГЖП внесли А.П. Крылов, Лоренц, Т.Ф. Мур, Г.Д. Уальд и др. ученые.

Во время эксплуатации скважин происходит изменение характеристик пласта, при этом изменяются параметры эффективного режима работы газлифтной скважины. Оперативный выбор режима работы газлифтной скважины позволит уменьшить удельный расход газа, снизить пульсации давления, увеличить межремонтный период работы оборудования. Оперативное управление скважиной должно осуществляться с помощью программного комплекса, рассчитывающего уставки для регуляторов расхода закачиваемого газа и давления на устье скважины (рис. 1), обеспечивающих эффективный режим её работы. Для расчета эффективного режима скважины по измеряемому давлению на устье скважины и расходу закачиваемого газа необходимо разработать математическую модель газлифтной скважины как объекта управления. Существующие математические модели разрабатывались для этапа проектирования газлифтных скважин и не учитывают изменения режима работы скважины, не учитывают влияние системы транспорта нефти и газораспределительной системы и не учитывают свойства технологического оборудования скважины.

Таким образом, разработка математической модели газлифтной скважины как объекта управления актуальна.

Программный комплекс

Расход

2

-СХКВх

—"

¡=Ч><-

Давление ©-

3

Рис. I. Схема автоматизации газлифтной Рис. 2. Газлифтная установка

скважины 1 - кран; 2 - закачиваемый газ; 3 - кольцевое

1 - регулятор расхода; 2 - расходомер; 3 - дат- пространство; 4 - НКТ; 5 - эксплуатационная

чик давления; 4 - регулятор давления колонна; 6 - добываемая продукция.

Для решения задачи оперативного управления скважиной, необходимо выбрать тип газлифтной установки, так как в зависимости от характеристик месторождения применяют различные типы газлифтных установок. Дня исследования выбран тип газлифтной установки (рис. 2), широко применяемый на месторождениях России и за рубежом при эксплуатации непрерывным и периодическим газлифтом. Особенностью выбранной газлифтной установки является то, что она содержит в себе все аспекты движения газожидкостной смеси (эта особенность позволяет использовать полученные результаты исследования периодического газлифта для других способов добычи) в добывающих скважинах:

- в качестве принципиальной технологической схемы газлифта принята кольцевая система ввода газа через башмак с подъемом жидкости по насосно-компрессорным трубам (НКТ);

- принятая технология обеспечивает работу газлифтного подъемника по накоплению поступающей из пласта жидкости и выбросу продукции скважины за счет энергии сжатого газа;

- система сбора нефти и газа обеспечивает транспорт продукции скважины до пункта сепарации приустьевом давлении и давлении сепарации;

- подъём продукции скважины осуществляется однорядным лифтом.

При эксплуатации скважины выбранным типом газлифтной установки в НКТ движется газожидкостная смесь (ГЖС). При расчете режима работы газлифтной скважины необходимо моделировать сложное движение ГЖС, учитывать зависимость свойств ГЖС от различных структур газожидкостного потока, а также утечки жидкости при подъёме жидкостной пробки. Для определения утечек в модели необходимо учитывать относительную скорость газа. При изменении свойств пласта в модели необходимо иметь возможность использовать различные методики определения параметров.

Таким образом, необходимо создать модель, позволяюгцую:

- учитывать взаимодействие с системами нефтегазосбора и газораспределения через устьевое и рабочее давления, а также с системой скважина-пласт;

- учитывать конструктивные и технологические особенности моделируемой газлифтной скважины, такие как наличие трёхходового крана, кольцевого пространства, НКТ, эксплуатационной колонны, пласта, сопротивления на устье скважины;

- рассчитывать непрерывный и периодический газлифт;

- описывать различные структуры ГЖП в вертикальных скважинах и позволяет использовать различные методики расчета параметров движения ГЖП ( Р> Т, V,, , Ус„, <р,Р,рг ,рж,р„, Я ,ц,с)\

- учитывать относительную скорость газа.

Таким образом, сформулированы требования к математической модели выбранного типа газлифтной установки.

Для разработки математической модели необходимо определить физическую модель, удовлетворяющую выдвинутым требованиям. В результате исследований определено, что выдвинутым требованиям удовлетворяет одномерная модель относительного движения.

Таким образом, выбран тип газлифтной установки, определены требования, предъявляемые к математической модели, определена физическая модель, позволяющая разработать математическую модель газлифтной скважины с целью её использования в программном комплексе оперативного управления газлифтной скважиной.

Во второй главе разработана модель структуры газлифтной скважины как объекта управления, приведены допущения математической модели скважины. Разработана дина-

мическая математическая модель скважины. Предложен численный метод для решения системы уравнений математической модели. Определены начальные и граничные условия математической модели. Разработан алгоритм передвижения границ раздела и образования фаз, смены периодов работы скважины и относительной скорости газа.

Для создания математической модели с учетом предъявленных требований, была разработана структура газлифтной скважины как объекта управления (рис. 3). В скважине выделены объёмы, в пределах которых осуществляется моделирование с помощью аппарата дифференциальных уравнений в частных производных. Каждый выделенный объём, как показано на рис. 4, имеет верхнюю (левую) границу - 1; середину - 2; боковые границы - 3,4; нижнюю (правую) границу - 5. Выделенные объёмы могут относиться к однофазному или двухфазному потоку. Однофазный поток может состоять из газа или жидкости, а двухфазный - из газожидкостной смеси.

В соответствии с выбранным типом газлифтной установки и структурой газлифтной скважины разработана динамическая математическая модель со следующими допущениями:

- подача рабочего агента осуществляется через башмак НКТ;

- для лифтирования продукции скважины применяются трубы постоянного сечения;

- работа отдельной скважины не влияет на давление газа в системе газораспределения;

- при выдавливании пробки в НКТ присутствует смесь, состоящая из газа и жидкости;

Рис. 3. Структура газлифтной скважины как объекта управления. Выделенные объёмы

1 - газ в кольце; 2 - жидкость в

кольце; 3 - жидкость в эксплуатационной колонне; 4 -жидкость в НКТ; 5 - газ в НКТ

/

Г

2 3

-.1

Рис. 4. Структура выделенного объёма

движение потока в скважине одномерное;

- процесс движения изотермический;

- параметры потока усредняются по сечению скважины и во времени;

- рабочим агентом принят газ с заданной удельной плотностью.

Таким образом, разработана структура газлифтной скважины как объекта управления, приведены допущения, принятые при разработке математической модели.

В соответствии с требованиями к модели, допущениями и разработанной структурой газлифтной скважины как объекта управления была разработана математическая модель газлифтной скважины. Для расчета режима работы газлифтной скважины, движение однофазных и двухфазных потоков в выделенных объёмах описывается с помощью следующей системы уравнений: уравнение движения

(О

уравнения сохранения массы

Ъ(рр Эдо V

-£-+-^-£-=0'

Ж с1г

(2)

3(1 ~<Р)РЖ 3(1 ~<р)рч,

_1/1У |__с//у <

(3)

Л

а.г

термодинамические уравнения состояния

(4)

уравнение концентраций

<р = <р(р,р ,р , V ,у ,Л );

(5)

уравнение для коэффициента гидравлических сопротивлений

лс = *с[р.рг,рж^ж?\ (6)

где - средняя скорость газовой фазы, V „ - средняя скорость жидкой фазы, р - давление, рг - плотность газа, рж - плотность жидкости - параметры потока усреднены по сечению канала; с1, - гидравлический диаметр канала; g - ускорение свободного падения; А,. - коэффициент гидравлического сопротивления; <р - истинное объемное содержание фазы; (- время, г - координата по глубине скважины (положительное направление вниз).

Система уравнений (1)-(6) математической модели для однофазного потока с помощью метода характеристик приведена к виду:

(р.,-р. ,. ,) + р. ,. .-с. . . .(^..-г. .. ,) + г7,1 '7-1,1-1 '7-1,1-1 7-1,^-1 7,1 7-1,1-1

, ■ , I I

р. . . .—--V. , . , • V. . . .1 — 0. . . .-е-¡та

(Р^ГР} +1,/ -,)'-Р/ +1,/.-Г?7 +1./--1 ""У+1:>+

Я'+1/-1 I I 1

V+1,1—1 • 1>+1,1 -1 ТУ+1,/ - ^7+1,1 - г8 •51па

г >

(г. .-г. . . ,)-с-(/. .-I. . . .) = О, 7,1 7-1,1-1 ч7,1 7-1,1-1

(г . .-г ., . . ,) + с ■ (1..-!.,,. .) = 0,

х J,l 7 + 1,1-1 ч7,1 7 + 1,1-1'

Рмм+Ри - _Рци-х+Р» - _С1-1.1-1 +СИ - С,>1.М+С,

(г7,Гг7-и-1) = 0'

где рН1., - ^ > ~~ 2 ' £ _ 2 ' Су+|,/"' ~ 2 V - средняя скорость газа или жидкости, р - давление, р - плотность газа или жидкости, гидравлический диаметр канала, g - ускорение свободного падения, с - скорость звука, Я ~ коэффициент гидравлического сопротивления, / - время, г - координата по глубине скважины, ) - шаг по глубине, / - шаг по времени.

Из системы уравнений (7) находятся/?, V, где параметры р, г, с, Л задаются или определяются из дополнительных соотношений. Найденные значения параметров движения ГЖС используются для определения режима работы газлифтной скважины.

При моделировании движения двухфазного потока система уравнений (1)-(6) была приведена к общему виду:

Эу

Эр *>?

т

а/'+°1з~зГ=/1

Эут

г

Эу

т

. _ , „ -¿- + 6 г

21 Э/ 22 Э/ 23 2'

дут

_г

¿V

др др Ж _ ф д/. д! ск <Ь'

31 Э/ 32 Э/ 33 Эг

3'

Эу л, г !_=_г

Эг Э/ йЬ

ш

Эу ЭУ

Ат

ж

д! <к с!г

ж Ж _

(8)

где коэффициенты о,. 7, Л, ,, / являются функциями от г, /, р, V ., Для решения системы (8) использовались конечно-разностные схемы, где выбирался шаг по глубине и времени, и вид схемы для каждой фазы. Оригинальный алгоритм решения конечно-разностных схем приведён в третьей главе, где из системы уравнений (8) определяются неизвестные переменные: р, V,, V.

Для решения системы уравнений (8), в математической модели газлифгаой скважины используются замыкающие уравнения - методики расчета параметров ГЖП Арманда, В НИИ г аз, Грона, Сахарова. Использование различных методик, позволяет рассчитывать изменившийся режим работы скважины с учетом различных структур ГЖП.

Для начала моделирования работы газлифгаой скважины с помощью разработанной математической модели были заданы начальные условия: распределение давления, скорости, плотности и других параметров по глубине скважины на нулевой момент времени в кольцевом пространстве, в НКТ и в эксплуатационной колонне (рис. 3). Граничные условия заданы для границ выделенных объёмов (рис. 5 а, б - границы 3, 5, 8,10,13,15,16) и внешних границ (рис. 5 а, б - границы 1, 7,12). Граничные условия для внешних границ заданы давлением нагнетания, забойным и устьевым давлением, соответствующими периоду работы скважины. Задание внешних границ позволяет учитывать влияние системы транспорта нефти, газораспределительной системы и взаимовлияние скважин. Граничные условия для границ выделенных объёмов, задаются на основе законов гидростатики и сохранения энергии, что позволяет моделировать движение потоков в скважине.

б)

Рис. 5. Выделенные объёмы и границы раздела фаз газлифтной скважины I - давление нагнетания; 2 - столб газа в кольцевом пространстве; 3 - граница газа и жидкости в кольцевом пространстве; 4 - столб жидкости в кольцевом пространстве; 5 -граница столба жидкости в кольцевом пространстве и столба жидкости в эксплуатационной колонне; 6 - столб жидкости в эксплуатационной колонне поступающей из пласта (в случае задавливания столбом газа пласта в области 6 появляется столб газа, который моделируется отдельной подсистемой); 7 - забой скважины; 8 - граница столба жидкости в НКТ и столба жидкости в эксплуатационной колонне; 9 - столб жидкости в НКТ; 10 - граница столба газа и столба жидкости в НКТ; 11 - столб газа в НКТ; 12 - устьевое давление (предполагается, что можно его регулировать штуцером); 13 - граница столба смеси в НКТ и столба жидкости в эксплуатационной колонне; 14 - столб смеси в НКТ; 15 - граница столба жидкости и столба смеси в НКТ; 16 - граница столба жидкости и столба смеси, проникающей в столб жидкости за счет относительной скорости газа.

I Во время работы газлифтной скважины, происходит перемещение потоков га-

I за, жидкости и ГЖС. Для математического моделирования перемещения потоков в ' газлифтной скважине в математической модели границы выделенных объёмов перемещаются вдоль скважины на каждый момент времени. Перемещения границ вы! деленных объёмов осуществляется с помощью введенных в модель следующих границ раздела потоков (рис. 6): Гргж - граница столба газа и жидкости в кольце и НКТ; Грсм.см - граница столба смеси, образованной за счет проникновения газа в столб лифтируемой жидкости, и столба смеси из пластовой жидкости и закачиваемого газа; Гржсм - граница столба жидкости и столба смеси в НКТ; Грс%ж - граница столба смеси и жидкости поступающей из пласта на башмаке НКТ.

Га.

Жидкость

Смесь

Л

\

Л

/

п>.,

ГР,,с,

П>

Грсмм

Рис. 6. Границы раздела потоков в скважине

Перемещение потоков осуществляется за счет изменения координат каждой границы по глубине скважины г. Передвижение границ осуществляется с шагом Дг, который изменяется на величину д/ на каждый шаг по времени Ы в зависимости от скорости в ближайшем выделенном объёме (рис. 7, а). При выполнении условия ]£д/ > Л2 за несколько шагов по времени осуществляется передвижение границы раздела фаз на величину Дг с учётом направления движения потока (рис. 7, б).

После передвижения границы раздела фаз изменяется вид фаз. Фаза, расположенная после границы замещается фазой, расположенную до границы. Например, на рис.7, б граница раздела

фаз перемещается из положения 1 в положение 2, при этом жидкость замещается смесью.

Направление -----" 4

движения Жидкость Граница фаз

Жидкость

"V -—--- и - ' Граница фаз 9

\ ^ /--------------------- <£■ ^

Д2 1-----*

2 Т

ы :

1 *

1 ¡г

лг

ж

V

"1.

Смесь

Ь:д1

Смесь,

>

Ж.

г *

Передвижение границы

6)

Рис. 7. Перемещение границ а) изменение Дг на величину Д/ со скоростью ближайшего выделенного объёма б) перемещение границы раздела фаз из положения 1 в положение 2 па величину Аг

Во время эксплуатации скважины происходит смена её периодов работы (продавлива-ние, лифтирование, выброс, сгекание, накопление), при этом изменяются направления движения потоков. Каждому периоду работы скважины соответствуют определённые виды границ фаз, условия смены режима работы скважины и условия образования фаз при смене режима работы, которые учитываются в математической модели и подробно описаны в диссертации. Скорость изменения верхней границы жидкостной пробки Гргж во время лифтирования

определяется величиной относительной скорости газа. Перемещение границы Грлж на один шаг по времени находится по формуле

А1=усмесь-М+\

ЬЛ-(р, (9)

где значения скоростей фаз уж усмссь) принимаются из границы Гржс,,. Для расчета перемещения границы Грта, используются истинные скорости выделенного объёма смеси.

Таким образам, ¡наработана модель газлифтюй скванашы как объекта оператив/ю-го управления при её экащуапшции Разработана структура газлифт юй скважины как объекта упра&чеиия Разработана динамическая.'математическая модель газтфтной сша/сины на основе системы диф^крапцюльных уравнений в частных производных. Предложен численный метод для реи4еиия полученных уравнений модели процесса. Определены начальные и граничные условия для гратщ выделенных объёмов и внешних границ, позвашющие моделировать различные периоды работы газчифтной скваэкмны. Разработан атгоритм передвижвап границ, образования (¡юз, учёта смены ¡криода работы сквалсины и относителыюй скороспхи газа.

В третьей главе проведен анализ известных программных продуктов расчета режима работы и оперативного управления газлифп ых скважин. Разработан алгоритм и программный комплекс расчета режима работы газлифтной скважины на базе пред ложи шой математической модели.

Проведённый анализ существующих программных продуктов показал невозможность их применения для решения задачи оперативного управления скважиной во время эксплуатации и целесообразность разработки специализированного программного комплекса для решения поставленной задачи.

На базе полученной математической модели пшифтой скважины разработан алгоритм расчета параметров движения потоков (рис. 8). Основные этапы алгоритма: ~ предварительные расчеты и вспомогательные алгоритмы:

- создаётся начальная расчетная сетка по глубине скважины с учетом выбранного шага; определяется структура потока; с учетом структуры потока и расположения узла сетки определяются правила и формулы для расчета параметров узла сетки; - выполняется расчет параметров узла сетки, включая управление трёхходовым краном; расчет числа Рейнольдса и коэффициента гидравлических сопротивлений; коэффициета сжимаемости

газа; скорости звука; показателя адиабаты; параметров распределения потока с учетом граничных условий и методик расчета параметров движения ГЖС;

- выполняется передвижение границ с учетом относительной скорости газа и проникновения газа из смеси в жидкостную пробку;

- выполняются правила образования фаз при передвижении границ и смене режима работы скважины;

Алгоритм расчета параметров потока в скважине

- Расчет по Методике! 4

Расчет по Методике*^,

7 Конец

Рис. 8. Блок-схема алгоритма расчета параметров движения потоков в скважине

- алгоритм смены периодов работы скважины выполняет смену продавливания, лифтирова-ния, выброса, стекания и накопления;

- рассчитываются режимные параметры скважины;

- определяются расходные характеристики скважины: обьем жидкостной пробки в НКТ после продавливания столба жидкости, дебит жидкости, расход газа, объём стекшей жидкости;

- выполняются вспомогательные расчеты: определятся общее время цикла работы скважины, время продавливания, лифтирования, выброса, стекания и накопления.

На базе рассмотренного выше алгоритма расчета параметров движения потоков в газ-лифтной скважине с помощью среды CodeGear RAD Studio Delphi 2007 создан программный комплекс (рис. 9).

А Файл • • .••'•.• •• .-• . , •• 1

Начальные даниь-е

: i. Рзэб

■ Ру

Рпл

Afe

А*га_скб ! i> - Кэ_з=дз •• t_saas ■■ Гидравлика Пласт и Настройка

Ввод данных Старт- 'Q. Стоп Я- Отчет Сохранить j j^j, - Графики J

а)

'3 Козффицк^гь;

Нэстрсйки рас1 Тиг, газлифта Периодический газлиф

: Рк i -PQ j Л км. хар-ки скб. : ;: Н ■ Методика расчета . - Я 1 ВН И ИГ A3 * I

i -L

; - ъ Гчдрзвпикэ

. - Не Нд-ОЛЬИЬ'И ур, .жндксст б скважине

:... LI Задать г 105

■LnsKsp

■ D

Выбор методики расчета параметров ГЖП

Li* J

0т»;экз |

Входные параметры

Откры-

Отч-ёт

Сфоркироеать отчет < Экспорт в В'се^Когьцс НКХ[3ксглуаташадкн-а* колонка.j Очистить-Кольцо ; ШК1" • Зксплузтзциснная ^зяонна,

■■■•мнмирмм«^ Параметры потока

\им

Аг

б

Й 5005-53,751 500S75,S6i\ mtss,m 501460,655 541753,297

505771,567 ■503253,6 Расчетные шаги по глубине 211

511266,366 : 506945,334 503545,706 | 53US8.011 И14М.463 501753,125

516764,881 511453,663 5M333,443 503337,554 501463,397 »1753,94

522292.019 ! 516913,423 51i765,034 506621,393 504129,4» 501752,955

5223.73,75 :5171€0,114 . 512035339 5«909.187 504421,269

Расчетные шаги по времени ! 512306,474 ■ 537196.S26

Рис. 9. Интерфейс программного комплекса а) главное меню программного комплекса б) окно ввода данных в) фрагмент окна вывода распределения давления [Па] по глубине и во времени в кольце скважины

Программный комплекс управления ГС выполняет следующие операции:

- ввод характеристик скважины и получение оперативно измеряемых параметров (расход закачиваемого газа и устьевое давление) от БСАОА-системы;

~ расчет режима работы газлифтной скважины;

- отображение результатов расчета и их анализ с помощью графического интерфейса пользователя.

Перечисленные операции программного комплекса могут осуществляться параллельно, поэтому программная архитектура комплекса является многопоточной, что увеличило скорость расчета режима работы скважины (рис. 10)

Рис. 10. Функциональная схема программного комплекса

Таким образом, разработан алгоритм расчета режима работы газлифтной скважины на базе предложенной математической модели. Разработан программный комплекс, позволяющий рассчитывать режим работы скважины и определять

г

величину уставки регулятора.

В четвертой главе с помощью разработанного программного комплекса рассчитывался эффективный режим работы газлифтной скважины. Разработана струк- 1 тура функционирования программного комплекса в системе оперативного управления газлифтной скважиной. I

Расчет режима работы с помощью программного комплекса проводился для газлифтной скважины Правдинского месторождения со следующими характеристи- 1 ками: Н=2200м; 0=0,145м; 1=1500м; (1=0,062м; с/1=0,073м; кс=700м; 1„=90м; К=Зу4мЗ/(сут-МПа); Р)=0,8МПа; р„ =8МПа; рш=18МПа; рж=925кг/мЗ; А =0,7; 1 МК=Ю мПа-с; р.=20 мкПас; Т=303°С; ¿;=0,14мкм; Яа=0,2 мЗ/с; пластовая нефть

дегазированная. С помощью программного комплекса для выбранной скважины проведено сравнение различных методик расчета параметров ГЖП (Арманда, ВНИИгаз, Грона, Сахарова). Рассчитанные с помощью методики ВНИИГАЗ значения начального объема жидкости в НКТ перед началом периода лифтирования (Ужо), времени цикла (1цикт), дебита жидкости (0.ж ч), удельного расхода газа (Лг) наиболее соответствуют данным реальной скважины.

В качестве входных варьируемых параметров для расчета эффективного режима работы газлифтной скважины с помощью программного комплекса и методики ВНИИГАЗ использовались: диаметр НКТ с/ и с/У, длина НКТ Ь, начальный уровень столба жидкости в скважине 10, давление нагнетания рк, устьевое давление /?,., коэффициент продуктивности к. Критерий оценки эффективности выбора режима работы скважины - максимальный суточный дебит жидкости {()ж_,гт) при минимально возможном удельном расходе закачиваемого газа (У?,,) или минимальных потерях жидкости за счет относительной скорости (¥ж ост).

В результате расчетов построены зависимости дебита жидкости и удельного расхода газа от варьируемых параметров. Примеры таких зависимостей приведены на рис. 11, рис. 12, рис. 13. По полученным зависимостям определены параметры, обеспечивающие режим работы скважины с максимальным значением критерия эффективности.

Длина НКТ I

—♦—Дебит —и—Удельный расход

_____________)

Рис. 11. Зависимость дебита и удельного расхода газа от длины НКТ

мЗ/сут

мЗ/мЗ

1860

7,9 8 8,1

Давление нагнетания рк

М Па

—Д?бит

-и—Удельный расход

РисЛ^^Зав1^мо£гь^1^гга ^^ьного_расхода газа от давления нагнетания

4=1,4

к~2,4 к=3,4 к=4,4

Коэффициент продуктивности к

к=5'4 м3/(сут МПа)

•Дчбт

"Удельный р<^хид

Рис. 13. Зависимость дебита и удельного расхода газа от коэффициента продуктивности Из рассчитанных режимов работы скважины выбирались физически реализуемые на скважине и аварийно безопасные. В результате расчета определены два режима работы скважины (табл. 1). Первый режим позволяет получить высокий суточный дебит при низком удельном расходе и малых потерях жидкости за счет относительной скорости жидкости. Данный режим требует капитальных затрат на замену НКТ, что не всегда экономически оправдано в промысловых условиях. Второй

режим позволяет без капитальных затрат получить высокий суточный дебит с низкими потерями жидкости за счет относительной скорости жидкости и удовлетворительным удельным расходом. Кроме того, разработанный программный комплекс позволяет определить режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимальный удельный расход газа Яг (режим 2, табл. 1). Таким образом, предпочтительными для задания уставок регулятора являются параметры, соответствующие второму расчетному режиму работы газлифтной скважины.

Таблица 1

Расчет газлифтной скважины на эффективных режимах

Режим № Параметры УжО, [м31 V * ж ост, [м31 Рж 11? [м3/ цикл| |м3/сут) Огц |м3/ цикл) Км [м3/м3] 1никла [мин]

1 =0,0759/0,0889 м/м, 1о=90 м, рг =0,7 МПа. 1,98 0,21 1,77 70,8 2987 1687 36

2 Ш=0,062/0,073 м/м, 1 о=100 м, рг =0,6 МПа. 1,87 0,17 1,7 63,94 3068 1799 38

Рассчитанный режим работы газлифтной скважины реализуется с помощью системы оперативного управления скважиной. Структура системы приведена на рис. 14. На скважине в оперативном режим измеряется расход газа 0 и устьевое давление р. Значения измеренных параметров передаются на контроллер. Основные функции контроллера:

- регулирование режима работы скважины с помощью выработки управляющего воздействия для р и £) для исполнительных устройств, в соответствии с ранее рассчитанными уставками;

- передача параметров р и () на АРМ оператора района, в случае отклонения работы скважины от заданного режима;

- передача параметров р и (2 в базу данных центра управления разработкой месторождения (ЦУРМ), хранящую тренды параметров р, £);

- контролирование работоспособности местной автоматики.

АРМ оператора района, в случае отклонения работы скважины от заданного режима, передаёт команду по определению нового набора уставок на АРМ оператора ЦУРМ. На АРМ оператора ЦУРМ установлен программный комплекс (функцио-

нальная схема ПК приведена на рис. 10), который получает из баз данных проектные характеристики скважины и показания датчиков р, Q, и рассчитывает новый режим работы газлифтной скважины, определяя соответствующий набор уставок. Рассчитанный набор уставок передаётся на АРМ оператора района. На АРМ оператора района выбираются уставки р или (2, соответствующие ограничениям, налагаемым планом разработки района. Контроллер получает от АРМ оператора уставки р, Q и вырабатывает управляющее воздействие по поддержанию заданного режима работы газлифтной скважины.

Рис. 14. Структура системы оперативного управления газлифтной скважиной

Таким образом, с помощью разработанного программного комплекса проведены расчеты эффективного режима работы газлифтной скважины и определены уставки регулятора. Определена структура системы оперативного управления газлифтной скважиной.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Проведён сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифтных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определены требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработана динамическая математическая модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз, их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработаны алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

5. Разработан программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной:

- учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потока;

- позволяющий определять параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожидкостной смеси;

- позволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новые;

- позволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважины;

- позволяющий в оперативном режиме контролировать режим эксплуатации скважины.

6. Проведены численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и:

- изучено влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определены возможные режимы работы скважины;

- проанализированы рассчитанные режимы работы скважины и выбраны реализуемые с технической и экономической точек зрения;

- рассчитан режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа.

7. Разработана структура системы оперативного управления газлифтной скважиной.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Барашкин Р.Л. Моделирование движения газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах газлифтной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011, №5 - с. 41-46.

2. Барашкин Р.Л., Попадько В.Е. Программный комплекс расчета режима работы газлифтной скважины // Территория НЕФТЕГАЗ, 2011, №3. - с. 12-16.

3. Барашкин Р.Л. Применение метода характеристик для решения задачи движения жидкости в подъемнике // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2009, №12. - с. 25-29.

4. Барашкин Р.Л., Попадько В.Е. Динамическая математическая модель движения газожидкостного потока в газлифтной скважине. Сборник трудов ВНТ конференции, посвященной 50-летию кафедры «АТПП» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Уфа, 21-22 октября, 2010, 337 с.

5. 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.

6. Барашкин Р.Л., Самарин И.В. Нестационарный процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованием метода характеристик. II Сборник докладов XI международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа». - Москва: РОСИНГ, 2007 - с.101-109.

7. Барашкин РЛ., 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.

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

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

10. 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.

Подписано в печать 17 мая 2011 г.

Формат 60x90/16

Объём 1,0 п.л.

Тираж 100 экз.

Заказ № 170511359

Оттиражировано на ризографе в ООО «УниверПринт»

ИНН/КПП 7728572912X772801001

Адрес: г. Москва, улица Ивана Бабушкина, д. 19/1.

Тел.740-76-47, 989-15-83.

http://www.univerprint.ru

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИЯ ГАЗЛИФТА. МОДЕЛИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ПОТОКОВ. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА

ГАЗЛИФТНЫХ ПОДЪЕМНИКОВ. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

1.1: Газлифтный комплекс.

1.2. Газлифтныс установки. Типовые компоновки газлифтных скважин.

1.3. Выбор типа газлифтной установки. Периодический газлифт.

1.4. Структуры восходящего газожидкостного потока.

1.5. Модели движения газожидкостного потока. Требования к математической модели.

1.6. Методики расчета параметров движения газожидкостного потока.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ДИНАМИЧЕСКОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ.

2.1. Допущения динамической математической модели работы газлифтной скважины.

2.2. Уравнения сохранения и замыкающие уравнения динамической математической* модели газлифтной скважины.

2.2.1 Уравнения сохранения.

2.2.2. Формулы расчета параметров газа.

2.2.3. Формулы расчета параметров жидкости.

2.2.4. Формулы расчета параметров смеси.

2.3. Решение системы уравнений динамической математической модели газлифшой скважины.

2.3.1. Решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение однофазного потока.

2.3.2. Решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение двухфазного потока.

2.3.3. Начальные условия.

2.3.4. Граничные условия для периода продавливания.

2.3.5. Граничные условия для периода лифтнрования.

213.6. Граничные условия для периода выброса.

2.3.7. Граничные условия для периода стекания.

2.3.8. Граничные условия для периода накопления.8СЬ

2.4. Передвижение границ раздела фаз.

2.5. Образование фаз при передвижении границ. Смена периодов работы скважины,

ГЛАВА 3. АЛГОРИТМ И ПРОГРАММНЫЙ КОМПЛЕКС РАСЧЕТА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ.

3.1. Анализ существующих программныхкомплексов.

3.2. Алгоритм расчета параметров движения ГЖП на основе разработанной модели

3.3. Программный комплекс расчета параметров движения ГЖП.

3.4. Пример расчета газлифтной скважины с помощью программного комплекса.

ГЛАВА 4. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЫ С ПОМОЩЬЮ РАЗРАБОТАННОГО ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА. СХЕМА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА В СИСТЕМЕ АВТОМАТИЗАЦИИ.

4.1. Расчет режимов работы скважины, эксплуатируемой периодическим газлифтом с отсечкой газа на устье.

4.2. Программный комплекс оперативного управления скважиной в системе АСУТП газлифтного комплекса.

Актуальность работы. Снижение количества залежей с благоприятными условиями эксплуатации вынуждает разрабатывать нефтяные месторождения в осложненных условиях. Применяются различные методы искусственного воздействия на продуктивные пласты (более 80% нефти в нашей стране добывается из залежей с применением законтурного и внутриконтурного заводнения [1]), вводятся в разработку залежи тяжелых, высоковязких нефтей, с высокой геологической неоднородностью коллекторов и низкой проницаемостью. За последние десятилетия накоплен опыт эксплуатации скважин в осложненных условиях, созданы соответствующая техника и технологии.

Аномальные свойства продукции скважин, особенности разработки месторождений, методы воздействия на пласт приводят к затруднениям при исследовании скважин и осложняют выбор оборудования для установления эффективного режима работы скважины. Работа скважин в неэффективном режиме приводит к увеличению расхода энергии и повышению себестоимости добычи нефти.

Одной из причин неэффективной эксплуатации скважин является сложность проведения точных расчетов движения газожидкостной смеси (ГЖС) по насосно-компрессорным трубам (НКТ), это тем более существенно, так как в добывающих нефтяных скважинах движение ГЖС происходит при любых способах эксплуатации в случае снижения давления в кольцевом пространстве или НКТ ниже давления насыщения. Для повышения эффективности работы скважин создают новые, совершенствуют и адаптируют к условиям месторождения существующие методики расчета движения газожидкостных смесей наряду с улучшением техники и технологии добычи нефти применительно к условиям эксплуатации.

Наиболее чувствительны к точности расчета движения ГЖС по трубам фонтанный и газлифтный способы. В России в настоящее время газлифтный 4 способ эксплуатации применяется' очень ограниченно. Одной; из причин является нестабильность законодательства, регулирующего разработку недр. Газлифтный способ эффективней насосных способов эксплуатации на крупных и средних по запасам высокопродуктивных нефтяных залежах [36], [46], [55]. После окончания их разработки суммарные затраты примерно на 15% ниже, чем при насосных способах.

Большие запасы сжатого газа в районах Западной Сибири и развитие технологий изготовления подземного оборудования и канатного инструмента, позволили в 70-х гг. XX в. активно применять газлифтный способ эксплуатации на территории бывшего СССР. Газлифтный способ эксплуатации популярен за рубежом, так в компании British Petroleum газлифт составляет 46,5% от всех механизированных способов добычи, в ConocoPhilips - 20%, в ExxonMobil - 53,2%, в Petrobras - 89,6%, в, Shell' -64,1%. В России разведка и разработка новых запасов углеводородов с помощью газлифтного способа актуальна для Арктического шельфа. Это требует технологий, обеспечивающих возможность продления периода эксплуатации, оперативного контроля и управления скважинами.

Частично эти задачи решаются за счет внедрения автоматизации и информатизации производственных процессов, в том числе технологии «умных месторождений». Современные АСУ ТП позволяют осуществлять сбор и передачу информации о работе скважин с кустовой площадки на пункт управления. Полученные данные обрабатывают, и> определяются корректировки параметров, для поддержания выбранного режима работы скважин. При определении режима работы скважины на практике используют моделирование процессов движения газожидкостных потоков (ГЖП) в скважине с помощью математических моделей. В то же время, до сих пор не создано алгоритмов и. программного комплекса (ПК) для оперативного управления газлифтной скважиной ввиду сложности моделирования процесса движения ГЖП в скважине. Существующие модели, описывающие движение ГЖП, предназначены для решения задач проектирования и не позволяют в полной мере решить задачу оперативного управления скважиной вследствие того, что не учитывается изменение режима работы^ скважины во время эксплуатации, не учитывается влияние системы транспорта нефти и газораспределительной системы, и не учитываются особенности технологического оборудования скважины.

Таким образом, разработка модели расчета режима работы газлифтной скважины и программного комплекса для оперативного управления газлифтной скваэ/синой актуальны.

Цель работы: разработка модели и программного обеспечения, исследование алгоритмов расчета режима работы газлифтной скважины для оперативного управления её работой.

Для достижения цели необходимо решить следующие научно-технические задачи:

1. Провести сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифтных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определить требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработать динамическую математическую модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз1, их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработать алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

5. Разработать программный комплекс оперативного управления газлифтной

1 Под фазой здесь и в дальнейшем подразумевается тип потока: газ, жидкость, ГЖП скважиной: учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потока;

- позволяющий определять параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожидкостной смеси; позволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новые;

- позволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважины; позволяющий в оперативном режиме контролировать режим эксплуатации скважины.

6. Провести численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и: изучить влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определить возможные режимы работы скважины;

- проанализировать рассчитанные режимы работы скважины и выбрать реализуемые с технической и экономической точек зрения;

- рассчитать режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа.

7. Разработать структуру системы оперативного управления газлифтной скважиной.

Научная новизна:

1. Разработана динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом, позволяющая учитывать передвижение границ фаз, их образование, смену периодов работы скважины и относительную скорость газа. Определены начальные и граничные условия математической модели для границ выделенных объёмов и внешних границ.

2. Разработан алгоритм расчета режима работы газлифтной скважины с помощью предложенной математической модели.

3. Исследовано влияние относительной скорости газа на режим работы скважины.

4. Получены зависимости изменения расходных характеристик скважины от её параметров.

Методы исследований базируются на использовании фундаментальных положений гидродинамики, математического моделирования, численных методов решения систем дифференциальных уравнений в частных производных, математического программирования и информационных технологий.

Практическая значимость. Разработана модель и программный комплекс, позволяющие рассчитывать режим работы газлифтной скважины в процессе эксплуатации и определять параметры оперативного управления скважиной. Программный комплекс может быть использован в учебном процессе.

Программный комплекс имеет государственную регистрацию программы ЭВМ №2011612525 (Расчет режима работы газлифтной скважины).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих форумах:

- Семинар кафедры АТП РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 24 марта 2011;

- Конференция, посвященная 50-летию кафедры «ATI III» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Уфа, 21-22 октября, 2010;

- XI международная научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа», Москва, 2007.

Положения, выносимые на защиту, и научная новизна:

1. Динамическая математическая модель полного цикла работы газлифтной скважины [8].

2. Учёт передвижения границ, образования фаз, смены периода работы газлифтной скважины и- относительной скорости газа в разработанной математической модели.

3. Расчет режима работы газлифтной скважины с помощью разработанной математической модели [10].

4. Программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной

9].

Все положения, выносимые на защиту и практические рекомендации диссертационной работы получены лично автором.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах из перечня рецензируемых журналов ВАК.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, выводов, двух приложений и списка литературы. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 56 рисунков и 15 таблиц.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Проведён сравнительный анализ различных моделей, используемых при проектировании газлифтных скважин и существующих методик расчета движения ГЖП в вертикальных скважинах.

2. Определены требования к динамической математической модели газлифтной скважины.

3. Разработана динамическая математическая модель газлифтной скважины с периодическим и непрерывным газлифтом с учетом передвижения границ фаз, их образования, смены периода работы скважины и относительной скорости газа.

4. Разработаны алгоритмы вычисления параметров модели и расчета режима работы газлифтной скважины с помощью полученной математической модели.

5. Разработан программный комплекс оперативного управления газлифтной скважиной: учитывающий характеристики конкретной скважины и структуру газожидкостного потока; позволяющий находить параметры движения ГЖП при различных методиках расчета движения газожидкостной смеси; позволяющий выбирать и адаптировать существующие методики расчета промысловых газожидкостных подъемников к условиям эксплуатации конкретной скважины и разрабатывать новые; позволяющий вычислять параметры режима работы газлифтной скважины; позволяющий в оперативном режиме контролировать режим эксплуатации скважины.

6. Проведены численные эксперименты с помощью разработанного программного комплекса и: изучено влияние относительной скорости газа на дебит скважины и определены возможные режимы работы скважины; проанализированы рассчитанные режимы работы скважины и выбраны реализуемые с технической и экономической точек зрения;

- рассчитан режим работы газлифтной скважины, обеспечивающий минимум удельного расхода газа.

7. Разработана структура системы оперативного управления газлифтной скважиной.

1. Андреев В.В., Уразаков K.P., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти, М., Недра-Бизнесцентр, 2000, 374 с.

2. Александров A.M. Контейнерный трубопроводный пневмотранспорт, «Машиностроение», 1979, 263 с.

3. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления, 2-е изд., М., Недра, 1982, 224 с.

4. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. Гидравлика и аэродинамика. М., Изд., лит. по строительству, 1965, 273 с.

5. Арманд A.A., Невструева Е.И. Исследование механизма движения двухфазной смеси в вертикальной трубе // Изв. ВТИ, 1950, №2.

6. Бабенко К. П., Воскресенский Г. П., Любимов А. Н., Русанов В. В. (1964) Пространственное обтекание гладких тел идеальным газом, Наука, Москва.

7. Барашкин PJL Моделирование движения газожидкостной смеси в насосно-компрессорных трубах газлифтной скважины // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011, №5 -с. 41-46

8. Барашкин Р.Л., Попадько В.Е. Программный комплекс расчета режима работы газлифтной скважины // Территория НЕФТЕГАЗ, 2011, №3. — с. 12-16

9. Барашкин Р.Л. Применение метода характеристик для решения задачи движения жидкости в подъемнике // Автоматизация,телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2009, №12. с. 25-29

10. П.Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. — М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

11. Белоцерковский О. М., Северинов Л. И. (1973) Консервативный метод "потоков" и расчет обтекания тела конечных размеров вязким теплопроводным газом, Ж. вычисл. машем, и машем, физики 12, № 2," 385-397.

12. Белоцерковский О. М. (1984) Численное моделирование в механике сплошных сред, Наука, Москва.

13. Березин И.С., Жидков Н. П. Методы вычислений т.2, Москва, 1959, -620 стр.

14. Брил Дж.П., Мукерджи X. Многофазный потока в скважинах. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 384 стр.

15. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча- нефти. -М.: Недра, 1983, 455 с.

16. Гимер П.Р. Математическое моделирование движения двухфазной многокомпонентной смеси в вертикальных скважинах. Академия нефти и газа имени И.М. Губкина. Дисс. к.т.н., Москва, 1992.

17. Годунов С.К. (1959) Разностный метод численного расчета разрывных решений гидродинамики, Мат. сборник 47 (89), № 3, 271-306.

18. Головачев Ю.П. (1996) Численное моделирование течений вязкого газа в ударном слое, Наука/Физматлит, Москва.

19. ГОСТ 30319.0,1,2,3-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения. Минск, 1996 г.

20. Дане X., Рос Н. Подъём газожидкостных смесей с забоя скважин // VI

21. Всемир. конгр. нефтяников во Франкфурте-на-Майне М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.-е. 100-136.

22. Дедеш В. В. (1991) Об одном методе построения схем типа Годунова, Доклады АН СССР 321, № 1, 36-39.

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

24. Елисеев С. Н. (1983) Модифицированный метод характеристик для расчета двумерных сверхзвуковых течений газа с выделением разрывов, Труды ЦАГИ, № 2199, 3-36.

25. Ершов Т.Б. Математическое моделирование нестационарных газожидкостных потоков в системе пласт-скважина. РГУНГ имени И.М. Губкина. Дисс. к.т.н., Москва, 2007.

26. Зайцев Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О.В. и др. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин. М., Недра, 1984. -360с.27.3айцев Ю.В., Максутов P.A., Чубанов О.В. и др. Теория и практика газлифта. М.: Недра, 1987. 256 - 256 с.

27. Исаев В.И. Гидродинамика двухфазных смесей в процессах бурения нефтяных и газовых скважин. Дисс. д.т.н. РГУНГ имени И.М. Губкина, Москва, 2009.

28. Исаев В.И., Барашкин PJL, Самарин И.В. Статья. Нестационарный процесс заполнения газом кольцевого пространства скважины с использованием метода характеристик. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2007, №10, с.38-43.

29. Ковеня В. М., Тарнавский Г. А., Черный С. Г. (1990) Применение метода расщепления в задачах аэродинамики, Наука, Новосибирск.

30. Крылов А.П. Расчёт подъёмников для эксплуатации компрессорных и фонтанных скважин // Нефтяное хозяйство. №2, 1934. с. 24-33.

31. Крылов А.П. Потери трения и скольжения при движении жидкости и газа по вертикальным трубам // Нефтяное хозяйство. №6, 1935. с. 35 42.

32. Куликовский А.Г., Погорелов Н.В., Семенов А.Ю. Математические вопросы численного решения гиперболических систем уравнений М.: Физматлит, 2001

33. Куропатенко В. Ф. (1966) О разностных методах для уравнений гидродинамики, Труды Машем, ин-та им. В. А. Стеклова АН СССР 74, Ч. 1, 107-137.

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

35. Леонов В.А. Разработка и внедрение методов и средств адаптивной оптимизации процесса газораспределения при эксплуатации газлифтного комплекса. Дисс. д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2000.

36. 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.

37. Ляхов В.' Н. (1974) Сглаживание и искусственная вязкость при расчетах двумерных нестационарных течений с разрывами, Числ. методы мех. сплошн. среды 5, № 3, 69-74, Новосибирск.

38. Магомедов К. М., Холодов А. С. (1988) Сеточно-характеристические численные методы, Наука, Москва.

39. Магомедов К. М. (1966) Метод характеристик для численного расчета пространственных течений газа, Вычисл. матем. и матем. физики 6, № 2, 313-325.

40. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

41. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборникзадач по технологии и техники нефтедобычи: Учебн. пособие для вузов. -М.: Недра, 1984.-272 с.

42. Мохов М.А., Сахаров В.А. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин: Учеб.* пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008.-188 с.

43. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. M.-JL: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

44. Мусаверов Р.Х. Расчет давления по длине НКТ в высоко дебетных скважинах. // В кн.: Молодежь и научно-технический прогресс в нефт. и газовой промышленности: Тез. докл. Всесоюз. конф. мол. уч. и спец. -М.: 1981.

45. Мусаверов Р.Х. Разработка методики расчета высоко дебитного газлифта на примере месторождения Самотлор. Дисс. к.т.н., Институт нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва, 1986.

46. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч. I. II М.: Наука, Гл. ред. физ-мат. лит., 1987 - 464 с.

47. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов (НТП МГ). М., ООО ВНИИГАЗ, ООО ИРЦ, «Газпром», 2003.

48. Попов В.А., Шибанов В.А., Гречнев Н.П., Вершинин Ю.Н., Леонов В.А., Шигапов P.P. Повышение эффективности эксплуатации газлифтного комплекса на месторождениях Западной Сибири: Обзорная информация Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 6 (47) М., 1985.

49. Рождественский Б. Л., Яненко Н.Н. Системы квазилинейных уравнений и их приложения к газовой динамике, М., Наука, 1978, 687с.

50. Русанов В. В. (1968) Разностные схемы третьего порядка точности для сквозного счета разрывных решений, Доклады АН СССР 180, № 6, 13031305.

51. Русанов В. В. (1963) Характеристики общих уравнений газовойдинамики, Ж вычисл. матем. и матем. физики 3, № 3, 508-527.

52. Самарский А. А., Попов Ю. П. (1975) Разностные схемы газовой динамики, Наука, Москва.

53. Самарский A.A., Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики М.: ФизматЛит, 1992

54. Сахаров В.А. Основные закономерности, работы и расчеты промысловых газожидкостных подъемников в осложненных условиях эксплуатации. Дисс. д.т.н., Москва, Институт нефти и газа имени академика И.М. Губкина, 1990.

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

56. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. М.: Недра, 1986. - 235 с.

57. Телетов С.Г. Уравнение гидродинамики двухфазных жидкостей // ДАН СССР,т.50,1945. с. 99-102.

58. Телетов С. Г. Вопросы гидродинамики двухфазных смесей. Вестник МГУ. Серия математики, № 2. 1958. с. 15-27.

59. Толстых А. И. (2000) О построении схем заданного порядка с линейными с линейными комбинациями операторов, Ж. вычисл. матем. и матем. Физики 40, № 8, 1206-1220.

60. Уоллис Г., Одномерные двухфазные системы, М.: Издательство «Мир», 1972, 440 с.

61. Чисхолм, Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках. Пер. с англ. Пер. изд.: Великобритания, 1983 М.: Недра, 1986 - 204 с.

62. Шарифов М. 3. оглы, Исследование и оптимизация режимов эксплуатации газлифтных скважин, Дисс. к.т.н., НижневартовскНИПИнефть, Нижневартовск, 1991

63. Шпильрайн Э.Э., Кессельман П.М. Основы теории теплофизическихсвойств веществ. М., Энергия, 1977, 248 с.

64. Шокин Ю. И., Яненко Н. Н. (1985) Метод дифференциального приближения. Применение к газовой динамике; Наука, Новосибирск.

65. Щуров В.И. Технология и технология добыча нефти: Н.: Недра, 1983, 510 с.

66. Anderson D. А. (1974) A comparison of numerical solutions to the inviscid equations of fluid motion, J. Comput. Phys. 15, No. 1, 1-20.

67. Ansari A.M. et. At. A comprehensive mechanistic model for two-phase flow in wellbores. SPEPF, May, 1994. 143.

68. Asheim H. MONA, an accurate two-phase well flow model based on phase slippage. SPEPE, May, 1986. p.221.

69. Aziz K., Govier G.W., Fogarasi H. Pressure drop in wells predicting oil and gas. Jorn. Can. Petr. Tech., July Sept., 1972. - p.38.

70. Baxendell P.B., Thomas R. The calculation of pressure gradients in high-rate flowing wells. JPT., October, 1961. p. 1023-1028.

71. Beggs H.D., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes. J.P.T., May, 1973.-p. 607-617.

72. Chierici G.L., Giucci G.M., Sclocchi G. Two-phase vertical flow in oil wells — prediction of pressure drop. JPT, August, 1974. p. 927.

73. Dunham C., Lea J.F. A flexible method of artificial lift, Rogtec, 10, p. 5878.

74. Emery A. F. (1968) An evaluation of several differencing methods for inviscid flow problems, J. Comput. Phys. 2, No. 3, 306-331.

75. Fancher G.H. Jr. and Brown K.E. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing. SPEJ, March, 1963. - p. 59-69.

76. Gottlieb D., Turkel E. (1978) Boundary conditions for multistep finite-difference methods for time-dependent equations, J. Comput. Phys. 26, No. 2, 181-196.

77. Hagedorn A.R., Brown K.E. Experimental study of pressure gradientsoccuring during continuous two phase flow in small - diameter vertical conduits. J.P.T., April, 1965, - p.475.

78. Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells. SPEPE, May, 1988. p.263.

79. Higbie L. C, Plooster M. N. (1968) Variable pseudoviscosity in one-dimensional hyperbolic difference schemes, J. Comput. Phys. 3, No. 1, 154156.

80. Holt M. (1977) Numerical Methods in Fluid Dynamics, Springer, New York.

81. Kutler P., Lomax H., Warming R. F. (1973) Second- and third-order noncentered difference schemes for nonlinear hyperbolic equations, AIAA J. 11, No. 2, 189-196.

82. Lorenz M. Die Arbeitsweise und berochnung des Drukvasserhebers Z. D. V. D. J., 1909.

83. Moor T.F., Wild H.D. Experimental measurements of slippage in flow through vertical pipes. Petr. Dev. and Techn., 1931, pp. 296-319.

84. Moretti G. (1987b) Computations of flows with shocks, in Annu. Rev. Fluid Mech. 19,313-337.

85. Mukherjee H., Brill J.P. Pressure drop correlation for inclined two-phase flow. J.Energy Res. Tech., December, 1985. p. 107.

86. Nind T.E.W. The Principles of Oil Well Production. New York, Me Lonald, 1981, p. 385.90.0rkeszewski J. Predicting two-phase pressure drops in vertical pipe, JPT, June, 1967. p. 829-838.

87. Pauchon, C.L., Dhulesia, H., Cirlot, G.B., and Fabre, J:, "TACITE: A Transient , Tool for Multiphase: Pipeline and Well Simulation," paper SPE 28545,1994.

88. Pagano D. J., Plucenio A., Traple A., Gonzaga C. A. Controlling oscillations and? re-starting: operations in gas-lift wells. Departamento de. Automatic Sistemas Universidáde Federal de Santa Catarina Florianopolis, SC, Brasil.

89. Poetmann F.H., Carpenter P.G. The multiphase flow of oil, gas and water through vertical flow strings with application to the design and gas-lift installations. Drill. & Prod. Pract., 1952. p. 257.

90. Richtmyer R. D., Morton К. W. (1967) Difference Methods for Initial-Value Problems, Interscience, New York. Рус. пер.: Рихтмайер P., Мортон К. (1972) Разностные методы решения краевых задач, Мир, Москва.

91. MaIyshev A.S., Pashali A.A., Zdolnik С.Е., Volkov M.G. Remote well monitoring at Rosneft. Rogtec, number 22, 2010, p. 48-59

92. Samarin I.Y., 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.

93. Taylor T. D., Ndefo E., Masson B. S. (1972) A study of numerical methods for solving viscous and inviscid flow problems, J. Comput. Rhys. 9, No. 1, 99-119.

94. Turkel E. (1980) On the practical use of high-order methods for hyperbolic systems, J. Comput. Phys. 35, No. 3,319-340.

95. User's manual for API 14B.SSCSV sizing computer program, second edition. API, 1978.-p. 38-41.

96. Yee H. C. (1989) A Class of High-Resolution Explicit and Implicit Shock-Capturing Methods, von Karman Institute for Fluid Dynamics Lecture Series 1989-04 (NASA TM-101088).

97. Web-сайт компании SCHLUMBERGER Электронный ресурс.-Режим доступа: http://www.slb.com, свободный.

98. Web-сайт компании SPTGROUP Электронный ресурс.- Режим доступа: http://www.sptgroup.com, свободный.