Прогнозирование процесса вывода скважины на режим при эксплуатации ее установкой электроцентробежного насоса тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Грибенников Олег Алексеевич

• Грибенников Олег Алексеевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Грибенников Олег Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Краткое состояние работ в области вызова притока и освоения скважин

1.2. Способы вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН

1.3. Анализ работ по выводу скважин на режим за период 2011-2014гг в ОАО «Самаранефтегаз»

1.4. Выводы

2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ВЫВОДА НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН

2.1. Основные составляющие системы «пласт-скважина-УЭЦН»

2.2. Технология процесса вывода скважины на стационарный режим работы

2.3. Исследование изменения плотности продукции в затрубном пространстве при пуске скважины в работу после глушения

2.4. Основные положения математической модели процесса вывода скважины на режим, оборудованной УЭЦН

2.5. Выводы

3. ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫВОДА НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН

3.1. Методика определения пластового давления по кривой вывода скважины на режим

3.2. Предварительный прогноз вывода скважины на режим после глушения

3.3. Методология прогноза процесса вывода на режим скважины по текущим значениям динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины

3.4. Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - ПРОГРАММА ПО РАСЧЕТУ ПРОГНОЗА ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Вывод нефтяной скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) после глушения, является важным технологическим мероприятием, направленным на выход скважины на постоянный режим работы. Выводом скважины на постоянный режим эксплуатации принято называть процесс вызова притока и освоения скважин после бурения, текущего или капитального ремонта.

Возможны два варианта вывода скважины на режим насосом: нормальный запуск скважины (т.е. вывод на режим за одно включение насоса) и осложненный (многократные включения и отключения установки, т.е. процесс вывода на режим сопряжен с несколькими энергетическими режимами работы установки). И в первом, и во втором случае существуют значительные проблемы, которые могут повлиять на дальнейшую работу насосной установки в скважине. Связано это со следующими особенностями:

1. После пуска скважины, оборудованной УЭЦН, в начальный промежуток времени вызова притока, приток может отсутствовать, что нарушает отвод тепловой энергии от погружного агрегата. В настоящее время асинхронные погружные электродвигатели (ПЭД) обычного исполнения, используемые в составе УЭЦН, возможно эксплуатировать при температурах до 120 °С, при использовании высокотемпературных - до 150 °С [41]. При недостаточном отводе тепловой энергии от ПЭД возникает возможность перегрева и, как следствие, выход оборудования из строя.

Во время вывода скважины на режим необходимо постоянно вести контроль изменения температуры охлаждающей ПЭД жидкости, что возможно, если в составе установки присутствуют специальные глубинные датчики термоманометрической системы (ТМС) [104]. При условии, если датчики отсутствуют в составе УЭЦН, то на скважине осуществляют непрерывный контроль изменения уровня жидкости в затрубном пространстве, который косвенно характеризует приток жидкости из пласта,

что так же проблематично ввиду отсутствия методик расчета времени начала притока жидкости из пласта в скважину при выводе ее на режим.

При условии недостаточного отвода тепловой энергии от погружного агрегата, установку выводят на режим посредством многократных пусков и остановок; остановки необходимы для охлаждения ПЭД. В этом случае происходит увеличение времени вывода скважины на постоянный режим работы, а также снижение ресурса установки (наработки на отказ) ввиду высоких пусковых токов асинхронного ПЭД [40]. В результате этого предприятие несет дополнительные затраты на ремонт вышедшего из строя подземного оборудования и увеличение времени простоя скважин.

2. При выводе на режим скважин, эксплуатирующих нефтяные залежи со слабосцементированным коллектором или скважин, на которых был проведен гидроразрыв пласта (ГРП), при создании депрессии на пласт происходит вынос механических примесей, которые в результате многократных остановок могут оседать в УЭЦН и служить причиной заклинивания насоса [42]. Поэтому возникает вопрос минимизации количества пусков-остановок в процессе вывода скважины на режим.

3. Согласно федеральным нормам и правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [93] перед проведением ремонтных работ скважину необходимо заглушить с условием, что забойное давление должно превышать пластовое давление не менее, чем на 10% с целью предотвращения выбросов нефти и газа в процессе проведения работ. В большинстве случаев скважины глушат технологической жидкостью, плотность которой превышает плотность пластовой продукции, т.е. является более тяжелой, чем пластовая жидкость (смесь воды, нефти и газа). При этом существенно ужесточаются условия вывода скважины на режим, связанные с фактором срыва подачи. Данный фактор особенно актуален в скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемый коллектор. В результате возникают дополнительные нагрузки на УЭЦН, и увеличивается время вызова притока жидкости из пласта. При длительной работе в таких условиях наработка на

отказ установки и, следовательно, межремонтный период работы скважины уменьшается. Данный факт осложняется тем, что в настоящее время отсутствуют широко апробированные методики прогноза процесса вывода на режим скважин после их глушения.

Перечисленный список трудностей далеко неполный. В настоящее время ввиду того, что начинают разрабатывать месторождения, осложненные многими факторами, которые включают в себя и низкопроницаемые пласты, регулирование и контроль процесса вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН, является актуальной задачей для нефтедобывающей промышленности России. На сегодняшний день существуют всего два способа регулирования и контроля процесса вывода скважины: посредством пуска и остановки установки и изменения частоты электрического тока, подаваемого на ПЭД. Первый способ возможен на всех скважинах без исключения, однако, второй - только при условии наличия частотного преобразователя в составе станции управления УЭЦН [42, 43, 47, 83, 88, 95]. Использование каждого из способов регулирования и контроля зависит во многом от особенностей эксплуатации и состояния перед выводом на режим каждой скважины в отдельности. Но даже в каждом отдельном случае сложно ответить на вопрос, как оптимизировать процесс вывода на режим.

Таким образом, вывод скважины на режим является важным технологическим мероприятием, которое зависит от многих факторов и обусловлено с определенными потерями работоспособности УЭЦН. Правильные технологические решения при проведении данного мероприятия должны обеспечить оптимизацию самого процесса и увеличение ресурсных возможностей погружного оборудования.

Несмотря на высокую значимость описываемого процесса, на производстве пренебрегают возможностью планирования работ по выводу на режим скважин, оборудованных УЭЦН, из-за сложности или невозможности использования в промысловых условиях существующих способов прогнозирования. В результате получается неоптимальное и неэффективное

проведение данных работ, что ведет к избыточному энергопотреблению при многократных пусках-остановках установки, снижению работоспособности УЭЦН, уменьшению наработки на отказ подземного оборудования, межремонтного периода и увеличению времени вывода скважины на режим.

Несмотря на явный интерес к обозначенной теме промысловых работников, в некоторых нефтедобывающих регионах данной проблеме в настоящее время уделяется недостаточное внимание ученых-исследователей.

Для обеспечения возможности планирования работ по выводу на режим скважин, оборудованных УЭЦН, после капитального или текущего ремонта при условии, что скважина была заглушена технологической

-5

жидкостью с плотностью более 1000 кг/м , в диссертации рассматривается математическая модель системы «пласт-скважина-УЭЦН», методики прогнозирования времени начала притока жидкости из пласта и соответствующего ему динамического уровня жидкости, времени окончания снижения динамического уровня и максимального динамического уровня.

В работе подробно описан процесс вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН, после глушения с помощью математической модели и разработана методика предварительной оценки «поведения» динамического уровня в затрубном пространстве скважины в процессе вывода на режим с определением ключевых значений. Также в работе разработана методика, позволяющая прогнозировать протекание процесса в реальном времени по текущим замерам динамического уровня.

Разработанные методики прогноза вывода скважины на режим принципиально можно использовать для решения следующих задач:

1. Выбор оптимальной технологии вывода скважины на режим. В этом случае должны быть известны исходные параметры добывающей скважины, с использованием которых возможно спрогнозировать процесс вывода скважины на режим и ключевые значения времени притока жидкости из пласта, времени окончания снижения динамического уровня в затрубном пространстве и максимальный динамический уровень, который достигнут в

процессе проведения работ. Исходя из этих расчетных данных, возможно предварительно наметить технологию вывода скважины на режим с указанием способа вывода (за одно включение или многократные включения); при многократных включениях определить время первого отключения. Придерживаясь данной методики, возможно сократить время вывода скважины на режим, минимизировать расход электроэнергии на этот процесс и увеличить ресурс подземного оборудования из-за минимизации количества остановок.

2. Однако, при глушении скважины происходит кольматация призабойной зоны скважины и, как следствие, ухудшение коллекторских свойств, т. е. точные данные перед пуском скважины в работу обычно не известны и методику прогноза процесса вывода на режим скважин на основании разработанной математической модели можно использовать только как предварительный прогноз. Поэтому для уточнения процесса вывода скважины на режим разработана методика прогноза по текущим значениям динамического уровня, которая позволяет корректировать процесс вывода скважины на режим.

3. Для более точного определения ключевых значений разработана методика определения пластового давления по предыдущим картам вывода скважины на режим. Полученные значения используются в разработанных методиках, но потенциально их можно использовать для контроля энергетического состояния залежи.

Исходя из вышесказанного, сформулированы цель и основные задачи исследований.

Цель работы - вывод скважины на режим на основании созданной математической модели нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН» и обоснование процесса перехода системы на стационарный режим работы с возможностью прогнозирования этого процесса.

Основные задачи исследований

1. Разработка математической модели нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН» в процессе вывода скважины на постоянный режим, в том числе и после ее глушения, позволяющей не только прогнозировать поведение системы, но и оптимизировать этот процесс.

2. Обоснование методики детального прогнозирования процесса вывода скважины на режим с использованием отдельных положений созданной математической модели.

3. Использование текущих значений динамического уровня для оценки возможности и прогноза процесса вывода скважины на режим, а также для оценки текущего пластового давления на базе параметров предыдущих процессов вывода скважины на стационарный режим работы.

4. Анализ фактических промысловых данных и количественная оценка расчетный результатов процесса вывода скважины на стационарный режим, позволяющие судить о точности полученных зависимостей.

5. Разработка расчетного программного продукта, использующего созданные методики по прогнозу вывода скважины на стационарный режим который рекомендуется к практическому использованию.

Научная новизна

1. Исследован характер изменения плотности жидкости в затрубном пространстве и в самой скважине в процессе ее вывода на режим после глушения технологической жидкостью применительно к эксплуатации скважины УЭЦН.

2. Разработана математическая модель нестационарного процесса вывода скважины с УЭЦН на режим после глушения ее технологической жидкостью.

3. Предложена и запатентована методика расчета пластового давления по изменению динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины в процессе ее вывода на режим.

4. Разработаны методики и алгоритмы прогноза процесса вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН, после глушения ее технологической жидкостью, в том числе и в режиме реального времени, с определением момента начала притока жидкости из пласта, момента окончания снижения динамического уровня в затрубном пространстве скважины и значения максимального динамического уровня, который достигнут в процессе вывода скважины на режим.

5. Создано программное обеспечение, позволяющее прогнозировать процесс вывода скважины на режим после глушения.

Основные защищаемые положения

1. Математическая модель нестационарной работы системы «пласт-скважина-УЭЦН» при выводе скважины на режим после ее глушения.

2. Научно-методические решения по прогнозу вывода на режим системы «пласт-скважина-УЭЦН» по исходным данным по скважине, пласту и УЭЦН.

3. Методика определения пластового давления по результатам предыдущих выводов на режим скважины, оборудованной УЭЦН.

Практическая ценность работы

1. Разработанная методика определения пластового давления по картам вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН, которая позволяет регулярно производить расчеты по фонду скважин с УЭЦН с целью построения карт изобар и контроля энергетического состояния разрабатываемого объекта.

2. Разработанные методики прогнозирования процесса вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН, которые позволяют сократить время вывода на режим и затраты ресурсов на его проведение, а также сокращают вероятность выхода из строя подземного оборудования и, как следствие, увеличивают время наработки на отказ и межремонтный период скважин.

3. Получены патенты РФ № 2515666 «Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным

электронасосом» от 18.03.2014г. и № 2539445 «Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование процесса вывода скважины на режим при эксплуатации ее установкой электроцентробежного насоса»

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург: ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 04-06 апреля 2012 году), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Туапсинский р-н, п. Агой: ОАО санаторий «Автотранспортник России»,29 сентября- 4 октября 2013 году), VI Международной научно-практической конференции с элементами научной школы для молодежи «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа: ФГБОУ ВПО УГНТУ, 20-22 ноября 2013 году), X Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва: ФГБОУ ВПО РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 10-12 февраля 2014 году), Молодежной научно-практической конференции ООО «Татнефть-РемСервис» (г. Альметьевск: ООО «Татнефть-РемСервис», 31 марта - 02 апреля 2014 году), V Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче (г. Москва: ВВЦ, 14 - 16 октября 2014 году).

Публикации

По результатам выполненных научных исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе 2 научных статьи в периодических и научно-технических изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ для публикации основных результатов диссертаций на соискание ученой степени кандидата и доктора наук, получено 2 патента на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, и одного приложения. Общий объем работы составляет 117 страницы печатного текста, в том числе 13 таблиц, 34 рисунка. Список литературы включает 132 источника.

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Краткое состояние работ в области вызова притока и освоения

скважин

Процесс вывода скважины на режим является гидродинамической задачей, которая рассматривает совместную работу пласта, скважины и насоса.

Важным параметром при рассмотрении скважинной системы является давление на забое скважины. Расчет забойного давления осуществляется через плотность жидкости в скважине и затрубном пространстве скважины. Вопросами определения плотности жидкости в затрубном пространстве занимались И.А. Дьячук, Ю.В. Зейгман, И. М. Муравьев, Н. Н. Репин, Р.М. Еникеев, О.М.Юсупов, Ю. Г.Валишин, В.А.Сахаров, М.А.Мохов [32, 35, 36, 78, 80, 85-87].

Вопросом взаимодействия нефтяных скважин, пластов и установок, а также способам их исследования было посвящено множество работ [9, 10, 13-16, 18, 19, 22, 24-28, 31, 37, 45, 46, 49, 51-53, 56, 62, 63, 65, 71, 74-76, 89, 99-102, 105, 109-116] отечественных - В.Н. Щелкачева, И.А. Чарного, Ю.П. Борисова, С.Г. Каменецкого, Ю.П. Желтова, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, В.Г. Кульпина, И.Т. Мищенко, Э.Б. Чекалюка, А.М. Пирвердяна, А.П. Телкова, Р.И. Медведского, М.Л. Карнаухова, К.М. Федорова, А.И. Ипатова, М.И. Кременецкиого и многих других, а также зарубежных ученых [117, 118, 121-125, 127, 128, 132] М. Маскета, Д.Р. Хорнера, А.Ф. Ван-Эвердингера и В. Херста, С.С. Миллера, А.Б. Дайса, С.А. Хатчинсона, Ч.С. Мэттьюза, Д.Ж. Рассела, Р.Ч.Эваутера, Д. Ли, Р.Г. Агарвола, Х.Ж. Рамея, А.К. Грингартена и многих других.

Вопросам моделирования нестационарной работы скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса, посвящены исследования Р.Г. Агарвола [118],И.Т.Мищенко [72-77], Н.В. Мальцева [68],

И.Г. Соловьева и Ю.А. Ведерниковой [23], В.М. Люстрицкого и С. А. Шмидта [108], М.М. Хасанова и В.Ю. Гука [30], Д.В. Конопли [55]. Всеми авторами рассматривалась работа скважин при откачке газожидкостной смеси насосом, большая часть работ предназначена для определения параметров пласта (коэффициент проницаемости, пьезопроводности, гидропроводности и скин-фактора) или параметров работы скважины (давление на забое работающей скважины, значение газосодержания на приеме насоса, давления на приеме насоса и др.). Только в работах Н.В. Мальцева [68] и Д.В. Конопли [55] рассматривается процесс вывода скважины на режим, в которых они рассматривают псевдостационарную модель нестационарной работы системы «пласт-скважина-насос». Авторами по исходным данным скважины и пласта предлагается строить кривую изменения забойного давления (или динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины) по времени. Исходя из характера изменения данной зависимости, предлагается производить планирование работ по выводу на режим скважины. Методики предполагают численный метод решения и дают ограниченные возможности определения ключевых значений процесса вывода на режим скважин.

Автор диссертации поставил перед собой цель разработки математической модели системы «пласт-скважина-УЭЦН» и на основании ее обосновать способы (методики) нестационарного процесса вывода системы на стационарный режим работы с возможностью прогнозирования этого процесса.

Рассмотрим основные способы и особенности вывода на стационарный режим работы скважин, оборудованных УЭЦН, после их глушения.

1.2. Способы вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН

Основной задачей данного раздела диссертации является обобщение способов вывода на режим скважин, оборудованных установками электроцентробежными насосами.

Запуск в работу и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН, регламентируется соответствующими утвержденными нефтедобывающими организациями документами [91]. Также в этих инструкциях описаны действия, которые необходимо совершить, при непредвиденных обстоятельствах в процессе ведения работ по выводу скважины на режим. Вывод скважины на режим за один пуск установки ЭЦН Такой способ самый благоприятный для установки, поскольку исключает дополнительные пуски и остановки, и при котором вывод на режим осуществляется в один пуск установки ЭЦН в работу. При таком способе не производится контроль за проведением самого процесса, т.к. угрозы выхода из строя установки минимальны. На производстве такой вывод на режим осуществляется довольно редко, т.к. отсутствуют соответствующие условия

Циклический способ запуска в эксплуатацию скважины Данный способ является наиболее распространенным в практике вывода скважины на режим. Способ заключается в следующем. Установку включают в работу. При снижении динамического уровня в скважине до определенного допустимого значения и при отсутствии или малом притоке жидкости из пласта производят отключение УЭЦН для охлаждения ПЭД [41]. Кроме того, остановка УЭЦН может быть связана с целью предотвращения срыва подачи центробежного насоса вследствие снижения динамического уровня до приемной сетки насоса (расстояние от уровня жидкости в затрубном пространстве до приема насоса должно быть не менее 200-400 м). Спустя определенное время, в течение которого происходит накопление жидкости в затрубном пространстве скважины, установку вновь включают в работу.

Следовательно, цикл вывода состоит из двух операций: работа насоса с целью откачки жидкости из скважины и создании депрессии на пласт; остановка УЭЦН с целью предотвращения срыва подачи и обеспечения охлаждения ПЭД. Количество циклов «включение-отключение»

индивидуально для каждой скважины и может изменяться в широких пределах.

Вывод на режим скважины при сложных геологических условиях (низкая проницаемость, низкая пористость, низкие гидро- и пъезопроводность пласта) может быть долгим и составлять более 5 дней, что значительно снижает эффективность добычи нефти. Большое количество пусков-остановок УЭЦН увеличивает вероятность отказа подземного оборудования и уменьшает наработку на отказ установки. Недостатком данного способа, также является отсутствие алгоритмов и методик определения следующих технологических параметров:

1. Время начала притока жидкости из пласта, необходимое для оценки момента остановки установки для охлаждения ПЭД.

2. Динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, при котором появится приток жидкости из пласта.

3. Время окончания снижения динамического уровня жидкости и начала повышения его в затрубном пространстве скважины.

4. Максимальный динамический уровень в затрубном пространстве, который достигнут в процессе вывода на режим.

Обычно на практике указанные значения определяются только в момент их наступления. И определенные таким образом они, как таковые, не несут полезной информации.

В настоящее время для контроля работы УЭЦН в скважине используются специальные измерительные приборы, которые включают в состав УЭЦН [104], но на практике обычно не весь фонд оборудован такими приспособлениями, и часто при больших нагрузках на ПЭД они выходят из строя или показывают неверные значения.

Решение некоторых обозначенных выше проблем приводится в литературе. Защитой от срыва подачи насоса является включение в состав УЭЦН газосепаратора или спуском установки на значительную глубину [34]. Техническое состояние электродвигателя можно определить путем сравнения

номинальной и развиваемой мощности [88]. А в качестве защиты ПЭД от перегрева предлагается установка различных приборов и устройств [59, 60]. Например, существуют рекомендации использовать в качестве охлаждения ПЭД кожухи длиной до 12 м [131]. И в качестве основного средства контроля процесса вывода скважины на режим остается отслеживание положения динамического уровня смеси (жидкости) в затрубном пространстве [17, 70].

Штуцирование на выкиде скважины с обеспечением необходимого давления на приеме насоса

Данная технология реализуется следующим образом [84]. УЭЦН оборудуются частотно-регулируемым приводом и термоманометрической системой (ТМС). Скважина выводится на стационарный режим, причем контроль самого процесса осуществляется путем изменения частоты питающего электродвигатель тока с помощью частотно-регулируемого привода. Сначала производят первый запуск установки с целью определения по ТМС давления на приеме насоса при данном режиме работы скважины. Затем установку останавливают путем отключения частотного регулятора и затем производят повторный запуск УЭЦН на промышленной частоте питающего тока. При втором запуске регулируют поток добываемой жидкости путем штуцирования скважины на выкиде до тех пор, пока не установится давление на приеме насоса, соответствующее расчетному давлению при работе на стационарном режиме.

Преимуществом данного метода является уход от многократного включения и отключения УЭЦН, поскольку необходимо всего два отключения.

К недостаткам можно отнести необходимость дополнительного оборудования: частотно-регулируемый привод [43, 47, 83, 88, 95] и ТМС [104]. Хотя в настоящее время существуют аналитические методы определения давления на приеме насоса, рассмотренные в работах [12, 29, 69, 72, 73, 106, 107, 120]. Также не освещен ряд важных технологических вопросов, связанных с неопределенностью последовательности действий,

также не указан способ расчета диаметра штуцера на выкидной линии скважины. Кроме того, штуцирование скважины может вызвать возможность перегрева электродвигателя из-за снижения скорости потока жидкости в скважине, необходимой для его охлаждения.

Создание тандемных установок системы «УЭЦН-Струйный насос»

Способ заключается в монтаже над УЭЦН струйного насоса [33, 34]. Такое решение способствует уменьшению давления и газосодержания в затрубном пространстве скважины, что, по утверждению авторов, снижает газосодержание на приеме насоса и, как следствие, возможность улучшения работы установки.

Недостатком данной технологии является повышение стоимости компоновки скважины дополнительным оборудованием, низкий КПД струйного насоса и увеличение дополнительных нагрузок на погружной насос за счет увеличении сил трения.

Создание начального вращательного момента на валу центробежного насоса

При включении в работу УЭЦН пусковой ток превышает свое номинальное значение в 4-5 раз. Одна из причин этого заключается в том, что необходимо создавать дополнительный момент на валу центробежного насоса для страгивания его с места. Одна из технологий[50] предусматривает создание дополнительного вращательного момента путем проведения закачки жидкости через затрубное пространство скважины на прием центробежного насоса. Закачку жидкости начинают осуществлять до включения УЭЦН.

Достоинством такой технологии является использование ее в промышленных условиях, т.к. существует способ расчета начального крутящего момента и объема закачиваемой жидкости, необходимого для его создания, так же исключается вопрос о срыве подачи вследствие снижения динамического уровня в затрубном пространстве скважины до приема УЭЦН.

Недостатком данного способа является затруднение вызова притока жидкости из пласта из-за создания дополнительного противодавления на забой, вследствие закачки жидкости в затрубное пространство скважины. Также сложно оценить время начала притока.

Работа скважины на «закрытую задвижку»

Одним из инженерно-технологических решений является вывод скважины на режим на «закрытую задвижку». Причем реализуют данную технологию не только закрытием в момент пуска УЭЦН затрубной задвижки на устье скважины, но и установкой специального оборудования выше спуска центробежного насоса [3, 77]. При запуске УЭЦН, оборудованной таким устройством, автоматически создается эффект работы скважины на «закрытую задвижку», снижая при этом значение пускового тока. При остановке насоса устройство работает как обратный и сливной клапаны, отсекая жидкость в лифте от насоса и сливая часть жидкости из НКТ в затрубное пространство.

Одним из основных недостатков данного способа является отсутствие возможности регулирования самого процесса вывода скважины на режим.

Применение частотно-регулируемого привода УЭЦН

Впервые идея согласования гидравлических характеристик центробежного насоса и пласта была описана в работе [67]. В настоящее время данный способ регулирования процесса вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН, достигается с помощью частотно-регулируемого привода. Способ основан на изменении частоты питающего тока, который подается на ПЭД, в результате изменяется частота вращения вала насоса. Такие преобразователи существуют как отечественные, так и иностранные [44, 126, 130]. В нефтедобывающей промышленности часто используются стационарные модели, которые размещаются около станции управления, но также существуют и передвижные [88]. Частотно-регулируемый привод применяют не только в процессе вывода скважины на режим, но и для длительной эксплуатации скважин.

Использование частотно-регулируемого привода при выводе на режим скважины сводится к следующим действиям. УЭЦН запускают на повышенных частотах тока для резкого снижения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, что соответствует быстрому уменьшению забойного давления и как, следствие, получению притока жидкости из пласта. Затем частота вращения регулируется для поддержания беспрерывной работы установки с учетом согласования подачи насоса и поступающей жидкости из пласта. Во время вывода на режим производится замер динамического уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, для контроля проведения технологического процесса [38, 66].

Недостатком данного метода является то, что процесс вывода скважины на режим регулируется в настоящем времени в зависимости от текущего уровня жидкости в затрубном пространстве. В настоящее время не существует методик прогноза вывода скважины на режим в зависимости от изменения частоты питающего тока.

1.3. Анализ работ по выводу скважин на режим за период 2011-2014гг в

ОАО «Самаранефтегаз»

В настоящее время эксплуатация скважин ведется разными способами (фонтанный, различные механизированные). На большинстве нефтяных месторождений преобладает механизированный способ эксплуатации. Механизированный способ эксплуатации подразумевает под собой использование в скважинах различного подземного оборудования. Существует разное оборудование для эксплуатации скважин [40]. На примере ОАО «Самаранефтегаз» в работе будет рассмотрен эксплуатационный добывающий фонд скважин с целью выявления основного способа эксплуатации.

По состоянию на 01.01.2015 года согласно технологическому режиму [92] в ОАО «Самаранефтегаз» числится 3107 скважин в добывающем

эксплуатационном фонде. В таблице 1.1 представлен состав данного фонда по способам эксплуатации.

Таблица 1.1

Состав фонда скважин по способам эксплуатации

Количество скважин

Способ Процент от

эксплуатации Единиц общего фонда

Свабирование 66 2,12

Фонтанный 11 0,35

ШВН 4 0,14

ШГН 921 29,64

ЭВН 12 0,39

ЭЦН 2093 67,36

Всего 3107 100,00

Анализируя данные таблицы 1.1, из всего эксплуатационного добывающего фонда, который составляет 3107 единиц, основным способом эксплуатации является механизированный - 3030 (97,5%) единиц из них 4 скважины (0,14%) оборудованы штанговыми винтовыми насосами (ШВН), 12 скважин (0,39%) - электровинтовыми насосами (ЭВН), 921 скважина (29,64%)- штанговыми глубинными насосами (ШГН), 2093 скважины (67,36%) - электроцентробежными насосами (ЭЦН). Более наглядное отображение информации о распределении добывающего фонда скважин по способам эксплуатации представлено на рисунке 1.1.

Сваб ■ Фонтан ШВН ШГН ЭВН ЭЦН

Рисунок 1.1 - Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации

Из таблицы 1.1 и рисунка 1.1 видно, что основной добывающий фонд скважин (67,36%), оборудован установками ЭЦН, достаточно распространенным способом эксплуатации по сравнению с остальными являются установки ШГН (29,64%). Далее в работе будет рассматриваться только фонд скважин, оборудованный установками электроцентробежных насосов.

Эксплуатация любой скважины, в том числе и оборудованной УЭЦН, связана с многочисленными технологическими операциями [2, 71-74, 76], которые необходимо проводить для нормальной добычи нефти. Далее в подразделе будет рассмотрена такая технологическая операция, как вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН.

Согласно таблицы 1.2, каждый год выводится значительное количество скважин на режим. Вывод скважины на режим производится после проведения на ней либо подземного ремонта, либо геолого-технического мероприятия. Так, в 2011 году было произведено 1938 технологических операций, в 2012 году - 1994 операций, в 2013 году - 2149 операций, в 2014 году - 2208 операций.

Таблица 1.2

Выводы всех скважин на режим, оборудованных УЭЦН, в ОАО «Самаранефтегаз» за период 2011-2014 гг

[54]

Месяц Годы

2011 2012 2013 2014

Всего Заглушенные Всего Заглушенные Всего Заглушенные Всего Заглушенные

Январь 157 76 156 84 116 42 174 97

Февраль 152 87 150 84 148 63 140 88

Март 182 92 138 71 152 75 174 93

Апрель 181 119 163 76 153 75 142 62

Май 151 91 170 92 174 91 195 110

Июнь 178 92 184 102 200 92 218 105

Июль 162 81 170 93 196 111 200 107

Август 180 105 218 120 197 96 197 112

Сентябрь 160 87 166 85 213 122 199 118

Октябрь 141 69 144 80 177 88 207 103

Ноябрь 165 101 157 89 186 99 181 107

Декабрь 129 68 178 96 237 173 181 106

Среднее значение за месяц 162 89 166 89 179 94 184 101

Всего 1938 1068 1994 1072 2149 1127 2208 1208

Не каждая скважина перед выводом на режим была заглушена технологической жидкостью; это связано с типом проводимых работ (обычно скважину глушат перед проведением подземного ремонта). В 2011 году из общего количества выводов на режим, 1068 были заглушенными скважинами в 2012 году - 1072 скважин, в 2013 году - 1127 скважин, в 2014 году - 1208 скважин.

Рисунок 1.2 - Выводы скважин на режим

Основная доля выводов на режим скважин, оборудованных УЭЦН, приходится на заглушенные скважины. В период 2011-2014 гг. процент заглушенных скважин колебался от 52 до 55%, но всегда составлял больше половины операций. Если оценивать количество выводов на режим по сравнению с общим фондом скважин, оборудованных УЭЦН, то можно сказать, что каждая скважина один раз в год нуждается в проведении данной технологической операции. В среднем за месяц из эксплуатации выводится порядка 173 скважин, оборудованных УЭЦН, из которых 93 перед проведением операции были заглушены технологической жидкостью (см. рис 1.3).

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

Рисунок 1.3 - Среднее количество выводов скважин на режим за месяц

Таким образом, можно сделать заключение о том, что операция по выводу на режим скважин, оборудованных УЭЦН, является постоянной и неотъемлемой частью производственного процесса. Как минимум, 2 скважины на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз» выводится каждый день. Скважины, выводимые на режим, делятся примерно пополам на скважины, которые были заглушены перед проведением операции, и скважины, которые не были заглушены. Хотя вывод скважины на режим и является важной и часто проводимой операцией, ей очень мало уделено внимания, в том числе и в специальной литературе.

В настоящей работе будет рассмотрен процесс вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН, при условии, что до проведения операции скважина была заглушена технологической жидкостью, с целью разработки методик прогноза процесса технологической операции с возможностью последующего планирования проведения работ.

Заканчивая краткое рассмотрение данной проблемы, можно сделать несколько выводов, направленных на постановку актуальных задач, которые должны быть рассмотрены как первоочередные.

2011 2012 2013 2014

■ Среднее количество выводов за месяц

■ Среднее количество выводов заглушенных скважин за месяц

1.4. Выводы

1. Установлено, что вопросу вывода на режим скважины, оборудованной установкой УЭЦН, после глушения, уделяется мало внимания, что затрудняет прогноз и возможность планирования работ по проведению конкретной технологической операции.

2. Вывод на режим скважины, оборудованной УЭЦН, -технологическая операция, которая является неотъемлемой частью производственного процесса, поскольку в ОАО «Самранефтегаз» примерно две скважины ежедневно выводятся на режим и одна из них - перед проведением технологической операции заглушена технологической жидкостью.

3. Необходимо рассмотреть вопрос изменения плотности жидкости в затрубном пространстве скважины в процессе ее вывода на режим после глушения технологической жидкостью.

4. Для решения проблем необходимо разработать математическую модель процесса вывода на режим скважины после глушения с целью последующего анализа и оптимизации технологических параметров данного мероприятия.

5. Разработать методику определения пластового давления по данным изменения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в процессе вывода на режим скважины, оборудованной УЭЦН, с целью увеличения точности разрабатываемых процессов.

6. Для определения основных показателей вывода скважины на режим необходимо разработать методики и алгоритмы прогнозирования процесса вывода скважины на режим с определения ключевых значений динамического уровня жидкости в затрубном пространстве.

7. Для адаптации разработанных методик прогнозирования процесса вывода скважины на режим необходима разработка программного обеспечения с целью возможности его применения в промысловых условиях.

2. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ВЫВОДА НА РЕЖИМ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ УЭЦН

2.1. Основные составляющие системы «пласт-скважина-УЭЦН»

С целью решения задачи моделирования работы скважины, оборудованной УЭЦН, необходимо рассмотреть конструкцию скважинной системы. Скважинная система - это система, состоящая из установки ЭЦН и эксплуатационной колонны, лифтовых труб (НКТ), пласта и жидкости в скважине и пласте, которые взаимосвязаны друг с другом (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 - Скважинная система с УЭЦН 1 - Обсадная колонна, 2 - Лифтовые трубы (НКТ), 3 - Установка ЭЦН, 4 - Пласт, 5 - Жидкость

(смесь).

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [93] скважина, оборудованная УЭЦН, должна быть заглушена технологической жидкостью при условии, что в компоновке отсутствует клапан-отсекатель, причем гидростатический столб технологической жидкости должен превышать пластовое давление не менее, чем на 10%. Поэтому после глушения скважины в затрубном пространстве, в стволе скважины и в части призабойной зоны скважины находится жидкость глушения.

Центральной составляющей скважинной системы является насос, а конкретнее работа насоса в процессе вывода на режим. Получается, что к основным параметрам, которые необходимо учитывать при рассмотрении задачи математического моделирования, относятся характеристики самого насоса. В процессе вывода скважины на режим насос взаимодействует с жидкостью, которая находится в самой скважине и в некоторой части призабойной зоны. Таким образом, к учитываемым параметрам необходимо прибавить геометрические параметры скважины и коллекторские свойства пласта, а также физико-химические параметры самой жидкости. Важным моментом при рассмотрении такой скважинной системы является определение направления движения жидкости в стволе скважины. Если учитывать, что на забое скважины, до пуска насоса в работу, существует избыточное давление, которое оказывает противодавление на пласт, то направление движения жидкости по стволу скважины в процессе вывода на режим будет изменяться, так же как и объемный расход ее.

Таким образом, с учетом вышесказанного при выводе скважины на режим происходит взаимодействие всех составляющих скважинной системы. Поэтому при рассмотрении задачи моделирования процесса пуска УЭЦН в работу после глушения необходимо учитывать эту взаимосвязь.

2.2. Технология процесса вывода скважины на стационарный режим

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Грибенников Олег Алексеевич, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев С.М., Вартумян Г.Т., Давыдов О.И. Определение пластового давления на основе применения метода идентификации// Нефть и газ. 1978, - № 2. - С. 36-38.

2. Андриасов Р.С., Мищенко И.Т., Петров А.И., и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти./ Под общ.ред. Ш.К. Гиматудинов. - М.: Недра, 1983. - 455 с.

3. Афанасьев В.А., Гордон И.А., Семченко П.Т. Способ эксплуатации насосных скважин// Патент РФ № 2042795 от 27.08.95.

4. Багиров К.Г., Алиев Р.А. Экспресс-метод определения пластового давления// Нефтяное хозяйство. 1969, - № 2. - С. 41-44.

5. Бакарджиева В.И. Определение пластового давления на основе применения функций с гибкой структурой// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1982, - № 9. - С. 41-43.

6. Баландин Л.Н., Грибенников О.А. Изучение распределения плотности жидкости в межтрубном пространстве при выводе скважины на режим// Территория НЕФТЕГАЗ. 2013, - №3. - С. 86-88.

7. Баландин Л.Н., Грибенников О.А. Определение забойного давления по кривой вывода на режим// В сб.: X Международная научно-практическая кон-ференция «Ашировские чтения» Туапсинский р-н, п. Агой, 29 сентября- 4 ок-тября 2013 года, с. 123-125.

8. Баландин Л.Н., Грибенников О.А. Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом// Патент РФ № 2515666 от 18.03.2014 года.

9. Баренблатт Г.И., Борисов Ю.П., Каменецкий С.Г., Крылов А.П. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважиных// Изв. АН СССР, ОТН. 1957, - № 11. - С. 84-91

10. Белоус В. Б. Билинчук В.Ю., Кременецкий М.И. и др. Технология гидродинамических исследований эксплуатационных нефтяных скважин механизированного фонда// Каротажник. 2002, - №98. - С. 51-57

11. Богачев Б.А. Новый метод определения пластового давления// Известия высших учебных заведений: нефть и газ. 1961, - № 10. - С. 43-45.

12. Богданов A.A., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Определение давления наприеме погружного центробежного насоса в скважине// Нефтепромысловое дело. 1972, - № 6

13. Борисов Ю.П. К гидродинамическим расчетам при упругом режиме// Тр. ВНИИ. 1956, - вып. 8. - С. 208-231

14. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости// Тр. ВНИИ. 1959, - вып. 19. - С. 115-133

15. Борисов Ю.П., Каменецкий С.Г., Яковлев В.П. Гидроинтегратор для решения радикальных задач неустоновившейся фильтрации// Тр. ВНИИ. 1959, - вып. 19. - С. 191-208

16. Борисов Ю.П., Яковлев В.П. Определение параметров продуктивных пластов по данным гидроразведки// Нефтепромысловое дело. 1957, - № 2. - С. 21-25

17. Бормашов В.П. Уточнение динамического уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах с помощью глубинной термограммы// Нефтяное хозяйство. 2007, - №7. - С. 124-126

18. Бузинов С. Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984. - 269 с

19. Булгаков С. А., Ольховская В.А. Повышение информативности гидродинамических исследований нефтяных скважин на основе метода ДМД// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011, - №1. - С. 54-56

20. Васильевский В. Н. Комплекс гидродинамических исследований пластов и скважин с целью получения исходных данных для проектирования

и осуществления их разработки// Труды ВНИИ, Гостоптехиздат. 1961, - вып. 33. - С. 182-189.

21. Васильевский В. Н., Лейбип Э. Л. Определение пластового давления// Нефтяное хозяйство. 1956, - № 12. - С. 26-30.

22. Васильевский В. Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973. - 344 с

23. Ведерникова Ю.А., Соловьев И.Г. Разработка и использование гидродинамических моделей скважинных систем, оборудованных установками погружных электроцентробежных насосов// Вестник кибернетики.- Тюмень: ИПОС СО РАН. 2002, - вып. 1. - С.85-91.

24. Вольпин С. Г. Мясников Ю.А., Свалов А.В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов// Нефтяное хозяйство. 2000, -№ 12. - С. 8-10

25. Вольпин С. Г. Современные проблемы гидродинамических исследований скважин// Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНТК «НЕФТЕОТДАЧА». М.: ОАО «РМНТК «НЕФТЕОТДАЧА». 2001. - С. 105-114

26. Вольпин С. Г., Ломакина О.В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта// Нефтяное хозяйство. 1988, - № 5. - С. 27-30

27. Вольпин С. Г., Мясников Ю.А., Свалов А.В. И др. Анализ применения ГДИС технологий в информационном обеспечении проектирования разработки// Нефтяное хозяйство. 2002, - № 10. - С. 61-65

28. Вольпин С. Г., Свалов А.В., Штейнберг Ю.М., Вольпин А.С. Мониторинг продуктивности добывающих скважин// Нефтяное хозяйство. 2005, - №6. - С. 116-118

29. Грон В.Г., Мищенко И.Т. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного центробежного насоса. - М.: ГАНГ, 1993. - 128 с.

30. Гук В.Ю., Хасанов М.М., Краснов В.А., Хабибуллин Р.А., Пашали А.А. Разработка модели перепада давления в многофазном потоке

ствола скважины и её применение для оптимизации нефтяного фонда НК «Роснефть» // Сборник научных трудов 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете SocietyofPetroleumEngmeers ^РЕ). 2007. - С. 72-78.

31. Давыдов А.В., Куренков О.В. Обоснование оптимального числа скважин для проведения гидродинамических исследований// Нефтяное хозяйство. 2002, - №3. - С. 56-57.

32. Денисламов И.З., Денисламова Г.И., Еникеев Р.М. Датчики давления на службе у интел-лектуальных скважин// Технологии добычи и использования углеводородов. 2014, - №4(3).

33. 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.

34. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: учеб. Пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 309 с.

35. Дьячук И.А. Оценка скорости накопления остаточной нефти в стволах простаивающих высокообводненных скважин// Scientificandtechnicaljournal GEORESURSY, 2015, - №1(60). - С. 70-78.

36. Дьячук И.А., Зейгман Ю.В. Разработка заводненных нефтяных пластов на завершающих стадиях. - Казань: ООО «Издательство Плутон», 2015. - 274 с.

37. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов/2-е изд. перераб. и доп. - М.: ОАО «Издательство недра», 1998. - 365 с.

38. Живаева В.В., Стариков А.В., Стариков В.А. Применение частотно-регулируемого электропривода для вывода скважины на стационарный режим// Вестник Самар. Гос. Техн. Ун-та, серия: технические науки. 2009, - № 1 (23). - С. 142-151

39. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Латыпов А.Р., Телин А.Г., Исмагилов Т.А. Разработка нефтяных месторождений. Том 2 - Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. - М.: ВНИИ организации, управления и экономики нефтегазовой промыленности, 1994. - 137 с.

40. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. - М: Нефть и газ, 2003. - 768 с.

41. Ивановский В.Н., Пекин С.С., Сабиров А.А. Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти. - М: Нефть и газ, 2002.

- 256 с

42. Инструкция по выводу на режим и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН с применением частотных преобразователей. -Нижневартовск: ОАО «ННП». - 57 с.

43. Инструкция по исследованию скважин, оборудованных УЭЦН, (вывод нарежим) с помощью частотного регулятора. //ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 1995.

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

45. Ипатов А. И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. -М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. -780 с.

46. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов// Нефтяное хозяйство. 2009,

- №5. - С. 52-57

47. Исследование скважин, оборудованных УЭЦН, с помощью частотного регулятора. //ОАО «Самаранефтегаз», Самара, 1995.

48. Казарновская Б.Э., ПолубариноваКочина П.Я. О движении подошвенных вод в нефтяных пластах// Прикладная математика и механика. 1943, - т. 7, вып. 6. - С. 439-454

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

50. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводненных скважин погружными насосами// Нефтепромысловое дело. 1980.

51. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. - М.: Недра, 1991. - 204 с.

52. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин. - М: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 376 с.

53. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М. Современные методы гидродинамических исследований скважин. Справочник инженера по исследованию скважин. - М.: Инфра-Инженерия, 2010. - 432 с.

54. Карты вывода добывающих скважин на месторождениях ОАО "Самаранефтегаз" за период 2011-2014 гг.

55. Конопля Д.В. Возможность планирования работ по выводу скважины на режим// Нефтяное хозяйство. 2008, - №7. - С. 114-116

56. Королев К.Б., Силкина Т.Н, Воронков А.А., Комаров В.С. Рациональный подход к проведению гидродинамических исследований скважин// Нефтяное хозяйство, 2008. - №12. - С. 74-76.

57. Королев К.Б., Силкина Т.Н., Пугачев Е.В. Анализ применения адаптированного алгоритма пересчета забойного давления по данным устьевых замеров в скважинах механизированного фонда// Нефтяное хозяйство. 2006, - №11.

58. Косков В.Н., Косков Б.В. Оценка плотности жидкости в затрубном пространстве механизированных скважин, эксплуатируемых со стравливанием затрубного давления в линию// Геол. геофиз. празраб. нефт. и газ. месторождений. 2007, - №10. - С. 57-60.

59. 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.

60. 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

61. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений./ Репринтное издание. - Москва- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 стр.

62. Кульпин Д.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. - М.: Недра, 1974. - 200 с.

63. Кульпин Л.Г., Богачев Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин// Нефтяное хозяйство. 2001, - №10. - С. 60-62

64. Линев В.С. Методика расчета давлений в нефтяных скважинах по замеренным уровням// Нефтяное хозяйство. 1974, - № 2. - С. 37-41.

65. Лысенко В.Д. Слишком мала доля гидродинамически исследованных скважин//Нефтепромысловое дело. 2008, - №4. - С. 4-6

66. Люстрицкий В.М., Шмидт С.А. Способ вывода скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно -регулируемым приводом, на стационарный режим работы// Патент РФ № 2181829 от 27.04.2002

67. Ляпков П.Д., Кузнецов П.Б., Гарипов Х.И., Гафуров О.Г. О некоторых особенностях работы погружных центробежных насосов на Арланском месторождении// Нефтепромысловое дело. 1977, - №7.

68. Мальцев Н.В. Моделирование нестационарного притока жидкости в скважину // Нефть, газ и бизнес. 2012, - № 10. - С. 75 - 77.

69. Мальцев Н.В. Оценка некоторых характеристик, расчет давлений и расположения границ раздела флюидов при моделировании процесса вывода скважины на режим // Нефть, газ и бизнес. 2012, - № 9. - С. 75 - 79

70. Мартиросян В.Б., Нагула В.Д., Батищев Ю.В. Определение статических и динамических уровней способом волнометрии// Нефтяное хозяйство. 1988, - №2. - С. 45-48

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

72. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М: Нефть и газ, 2008. - 296 с.

73 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М: Нефть и газ, 2007.

- 826 с

74. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

75. Мищенко И.Т. Статистический анализ работы установок погружных центробежных электронасосов в нефтяных скважинах. - М.: МИНГ, 1981. -60 с.

76. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И.. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 448 с.

77. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Эксплуатация погружных центробежных электронасосов в вязких жидкостях и газожидкостных смесях.

- М.: Недра, 1969. - 219 с.

78. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. - М.: Недра, 1972.- 208 с

79. Мустафаев С.Д. Новый метод определения пластового давления в глубиннонасосных скважинах// Нефтяное хозяйство. 1968, - № 8. - С. 39-42.

80. Набиев А.А., Еникеев Р.М., Денисламов И.З., Саетов А. Р., Мифтахетдинов Р. Р. Способ определения плотности жидкости в скважине// Патент РФ № 2544882 от 20.03.2015.

81. Насруллаев И.А., Петрушевский Е.И. Методика определения текущего пластового давления по начальным участкам кривых восстановлений давления// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1990, - № 9. - С. 17-19.

82. Осадчий А.И., Дымченко А.Я. Березин В.Г. К оценке динамического пластового давления и давления насыщения// Нефтяное хозяйство. 1975, - № 3. - С. 35-37.

83. Павленко В.И., Гинзбург М.Я. Обоснование диапазона регулирования частот вращения приводов на основе вентильных электродвигателей // НЕФТЕСЕРВИС. 2006, - №5. - С. 43 - 48

84. Пантелеев Г.В., Ростэ З.А. Установление оптимальной глубины спуска в скважины центробежных насосов. //Нефтепромысловое дело. 1974, -№ 3

85. Репин Н. Н., Еникеев В. Р. Валишин Ю. Г. О характере распределения давления в затрубном пространстве глубинонасосных скважин// В сб. технология и техника нефтедобычи, Уфа, 1965. - С. 35-38.

86. Репин Н.Н., Девликамов В.В., Юсупов О.М., Дьячук А.И. Технология механизированной добычи нефти. - М.: Недра, 1976. - 175 с.

87. Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъёмниках. - М.: Нефть и газ, 2004. - 391 с.

88. 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., Тюмень. 1996.

89. Силкина Т.Н., Королев К.Б., Воронков А.А., Комаров В.С. Точность получения параметров при различных видах гидродинамических исследований скважин// Нефтяное хозяйство. 2007, - №10. - С. 111-113

90. Страдымов П.К. Определение пластовых давлений без остановки нефтяных скважин// Известия высших учебных заведений: нефть и газ. 1966, - №3. - С. 45-50

91. Технологический регламент компании ОАО "Роснефть". Запуск, выводу на режим и эксплуатацию скважин, оборудованных УЭЦН. - Москва, 2014

92. Технологический режим эксплуатационного добывающего фонда скважин ОАО "Самаранефтегаз" на 01.01.2015 г

93. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности". - М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2013, серия 08, вып. 19. - 288 с.

94. Халиков Г.А. Определение пластового давления по замерам на глубинах выше давления насыщения// Нефтяное хозяйство. 1958, - № 9 - С. 47-53.

95. Ханжин В.Г. Способ эксплуатации скважинного насоса с частотно-регулируемым приводом// Авторское свидетельство СССР № 1262026, 1986.

96. Хасанов М.М., Краснов В.А., Мусабитов Т.Р. Решение задачи о взаимодействии пласта со скважиной в условиях нестационарного притока// Научно-технический вестник ОАО «Роснефть». 2007, - №2. - С. 41-46.

97. Чарный И. А. О притоке нефти к скважинам в месторождениях овальной или серповидной формы // Докл. Акад. Наук. 1944, - т. 42, № 5. - С. 209-211

98. Чарный И. А. Об одном способе оценки промышленных запасов нефтяных месторождений// Известия ОТН АН СССР. 1943, - № 11—12.

99. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 396 с.

100. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. - 436 с.

101. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока // Нефт. хоз-во. 1964, - №3. - С. 36-40

102. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 319 с.

103. Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин/ перевод с англ. Юдин В.А. и Ломакина О.В. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2011. — 687 с.

104. Чукчеев О.А., Локтев А.В., Болгов И.Д. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН // Нефтяное хозяйство. 2003, - № 6. - С. 75 - 77

105. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. -

304 с

106. Шакиров Р.Ш. Определение давления столба газированной жидкости вкольцевом пространстве нефтяных скважин// Нефтепромысловое дело. 1971, - № 1

107. 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// Нефтепромысловое дело. 1971, - №4

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

109. Щелкачев В. Н. Об одном случае движения нефти к скважинам при гидравлическом режиме// Нефтяное хозяйство. 1935, - № 10 и 12.

110. Щелкачев В. Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме - М.: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.

111. Щелкачев В. Н. Решение некоторых задач пластовой нафтамеханики и гидромеханики// Бюлл. Грозн, нефт. института, Грозный. 1937.

112. Щелкачев В. Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. - М.: Гостоптехиздат, 1948.

113. Щелкачев В.Н. Зависимость суммарного дебита скважин от их числа и степени уплотнения// Нефт. пром. СССР. 1940, - № 2.

114. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2001. - 736 с.

115. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Учеб.пособие. /Под общ.ред. Л.С.Лейбензона. - М-Л.: Гостоптехиздат, 1949. -525 с.

116. ЩелкачевВ. Н. Расстановка скважин в пластах с водонапорным режимом// сборник «Научно-исследовательские работы нефтяников», вып. III, Добыча нефти, Гостоптехиздат. 1944.

117. Эрлагер Р. Мл. Гидродинамические исследования скважин / пер. с англ. А.В. Щебетов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 468 с.

118. AgarwalRamG. ,HussainyRaflAl. , JuniorMembersAime, RameyH.J. , Jr. Member Aime. An Investigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment// Society of Petroleum Engineers. 1970, - september

119. Balandin L.N., Astafev V.I., Gribennikov O.A. A Mathematical Model of the Process Output Mode Wells Equipped with ECPU. SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, 14-16 October 2014, Moscow, Russia. http://dx.doi.org/10.2118/171306-MS.

120. Galles D.J. Optimized electric submersible pumping to extend economic oil production in a high-watercut environment// J. of Petrol. Techn. 1996, - №1. - P. 56-62.

121. Horne R. N. Modern Well Test Analysis// Petroway. Inc. 1990. - P.

122. Horner D.R., Brill E.J. Pressure Build-Up in Wells //Proc. Third World Pet. Cong. 1951, - v.II. - P.505.

123. Miller C.C., Dyes A. B., Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom Hole Build up Characteristics// Journal of Petroleum Technology. 1950, - vol 2, № 4.

124. Muskat M. The Use of Data on the Build up of Bottom Hole Pressures// "Transactions AIME". 1937, - № 123. - P. 44 - 48

125. Muskat M. Use of Data on the Build up of Bottom - hole Pressures // Pressure Analysis Methods. 1967, - AIMMPE. - P. 5 - 9

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

127. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect// SPEJ. 1972, - October.

128. Remey H.J. Advences in practical well test analysis// JPT. 1992, -June. - P. 650-659.

129. Stehfest, H. Algorithm 368: Numerical Inversion of Laplace Transform// Communication of the ASM. 1970, - № 13 (1). - P. 47-49.

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

131. The Industry Leader of Electric Submersible Pumping Equipment. A Baker Hughes company. - Centrilift, 1991.

132. Van-Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in the Reservoirs // Trans. AIME. 1953, - v. 198, 171.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - ПРОГРАММА ПО РАСЧЕТУ ПРОГНОЗА ВЫВОДА СКВАЖИНЫ НА РЕЖИМ

Запуск программы

При запуске программы выводится окно, в котором можно ввести данные об организации и исполнителе (рис. П-1.1).

Рисунок П-1.1 - Запуск программы

Для продолжения работы с программой необходимо нажать кнопку сохранить.

Общий вид программы

Программа позволяет производить расчет предварительного и текущего прогноза вывода скважины на режим после глушения. Основное окно программы состоит из главного меню и две вкладки на переключение с предварительного расчета на текущий (рис. П-1.2).

|1>ГПрогноз вывода скважины на режим после глушения 2.0.0 | а || Э ||ш£3н

<д£аил Правка Расчёт Отчёт Справка ^ - Главное меню

ЦДН Г | Месторождение

скважины _ Эксплуатационный объект

^Предварительный расчёт Текущий раой^^--— Переключатели тппа расчета

Глубина верхних дыр перфорации, м Вскрытая мощность пласта, м Статический уровень, м Вязкость жидкости глушения, Па"с Плотность жидкости глушения, кг/м3 Скин-фактор, ед. Производительность насоса, м3/сут Радиус скважины, м Внутренний диаметр Коэффициент пьезопроводности, м2/с эксплуатационной колонны, м —1 Начальное приближение Внешний диаметр НКТ, м (задаётся произвольно), с 2000 Пластовое давление. Па Заданное значение отклонения, ед. 0,010 Проницаемость пласта, ■1В"цм2 Скорость изменения, при котором 0 скважина выведена на режим, Па/с Время начала притока Динамический уровень, жидкости из пласта, мин соответствующий началу притока, м Время окончания снижения Максимальный динамический динамического уровня, мин уровень, м

Рисунок П-1.2 - Основное окно программы

Главное меню

Главное меню состоит из кнопок:

• Файл

• Правка

• Расчет

• Отчет

• Справка

Во вкладке «Меню» имеются следующие команды: «Открыть», «Сохранить», «Сохранить как...», «Закрыть», «Выйти» (рис. П-1.3).

Кнопка «Закрыть» служит для обнуления всех ячеек для заполнения (клавиши быстрого доступа СТКЬ+'^.

Кнопка «Выйти» позволяет закрыть программу (клавиши быстрого доступа СТЯЬ+О).

Рисунок П-1.3 - Вкладка «Меню»

Открытие файла

Для открытия файла необходимо выполнить следующие действия:

1. Нажать кнопку «Файл», затем выбрать команду «Открыть». Клавиши быстрого доступа. Для отображения диалогового окна «Открыть» нажмите клавиши СТКЬ+О.

2. В списке Поиск выбрать папку, диск или ресурс Интернета, содержащие файл, который требуется открыть.

3. В списке папок найти и открыть папку, содержащую нужный файл с расширением

4. Выделить файл, а затем нажать кнопку «Открыть».

5. Для отмены операции открытия необходимо нажать кнопку «Отмена».

Сохранение файла

Файл можно сохранить в папке на жестком диске, на сетевом ресурсе, дискете, компакт-диске, рабочем столе или в другом месте. В списке Папка

необходимо указать конечное расположение файла. Способ сохранения одинаков вне зависимости от места сохранения файла.

Для сохранения файла необходимо выполнить следующие действия: 1. В меню «Файл» выбрать команду «Сохранить». Клавиши быстрого доступа, чтобы сохранить файл, нажать клавиши СТКЬ+8. Для сохранения копии файла:

1. В меню Файл выбрать команду «Сохранить как...». Клавиши быстрого доступа для вызова диалогового окна СТКЬ+8И!РТ+8.

2. В списке Папка выбрать папку или диск для сохранения файла.

3. В поле «Имя файла» ввести новое имя файла.

4. Нажмите кнопку «Сохранить».

5. Для прекращения операции сохранения нажать кнопку «Отмена».

Во вкладке «Правка» имеется команда «Настройки» (рис. П-1.4).

РисунокП-1.4 - Вкладка «Правка»

При нажатии команды «Настройки»появится окошко для изменения организации и исполнителя (рис. П-1.5).

| Ж>| Настройки

Рисунок П-1.5 - Команда «Настройки»

После изменения соответствующих полей для заполнения, нажать кнопку «Сохранить».

Вкладка «Расчет» имеет команду «Рассчитать» (клавиши быстрого доступа СТКЬ+К) (рис. П-1.6).

РисунокП-1.6 - Вкладка «Расчет»

Вкладка «Отчет» имеет команду «Экспортировать...» (клавиши быстрого доступа СТКЬ+Е) (рис. П-1.7).

Рисунок П-1.7 - Вкладка «Отчет»

Вкладка «Справка» имеет команды «Справка», «О программе...» (рис. П-1.8).

Команда «Справка» (клавиши быстрого доступа Р1)выводит «Руководство пользователя».

При выборе команды «О программе.» появится окно с данными о продукте, версии программы, оставшееся количество дней лицензии, авторах и разработчиках программы, лицензионное соглашение.

РисунокП-1.8 - Вкладка «Справка»

Проведение расчетов

Программа позволяет производить предварительный и по текущим замерам расчеты прогноза вывода на режим скважин, оборудованных УЭЦН. Расчетная часть программы состоит из двух вкладок «Предварительный расчет» и «Текущий расчет» (рис. П-1.2). Для переключения между расчетами необходимо выбрать соответствующую вкладку.

Общие поля

Обе вкладки как «Предварительный расчет», так и «Текущий расчет» имеют общие поля для заполнения: «ЦДНГ», «Месторождение», «№ скважины», «Эксплуатационный объект» (рис. П-1.9).

РисунокП-1.9 - Общие поля

Данные поля обязательны для заполнения и необходимы для формирования конечного отчета по расчетам.

Предварительный расчет

Перед проведением расчета необходимо заполнить соответствующие поля (рис. П-1.10).

Исходные данные необходимые для предварительного расчета прогноза вывода скважины на режим:

1. Глубина верхних дыр перфорации, м;

2. Статический уровень (измеряется перед пуском в работу установки ЭЦН), м;

"5

3. Плотность жидкости глушения, кг/м ;

4. Производительность насоса, м /сут;

5. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

6. Внешний диаметр НКТ, м;

7. Пластовое давление, Па

12 2

8. Проницаемость пласта, •Ю" м (в поле вводится значение в мкм2);

9. Вскрытая мощность пласта, м;

10. Вязкость жидкости глушения, Пат;

11. Скин-фактор, ед;

12. Радиус скважины, м;

13. Коэффициент пьезопроводности, м2/с;

14. Начальное приближение (необходимо для использования метода Ньютона, значение по умолчанию 2000 с., можно задавать произвольно), с:

15. Заданное значение отклонения (значение по умолчанию 0,01 ед, можно задавать необходимое), ед;

16. Скорость изменения, при котором скважина выведена на режим (Вводится скорость изменения давления на забое, по умолчанию значение равно 0 Па/с. Пользователь может задать любое значение), Па/с.

РисунокП-1.10 - Предварительный расчет

После ввода всех значений необходимо нажать на вкладку «Расчет» и выбрать команду «Рассчитать» или воспользоваться клавишами быстрого

доступа CTRL+R. Программа, выполнив расчет, выводит значения времени начала притока жидкости из пласта в минутах, динамический уровень, соответствующий началу притока в метрах, время окончания снижения динамического уровня в минутах, максимальный динамический уровень в метрах (рис. П-1.11).

РисунокП-1.11 - Результат предварительного расчета

Текущий расчет

Расчет по текущим замерам динамического уровня жидкости в затрубном пространстве выполняется непосредственно на скважине во время вывода на режим. Для выполнения расчета необходимо заполнение полей (рис. П-1.12).

РисунокП-1.12 - Текущий расчет

Поля для заполнения:

1. Глубина верхних дыр перфорации, м;

2. Плотность жидкости глушения, кг/м3;

3. Начальное приближение (необходимо для использования метода Ньютона, можно задавать произвольно, по умолчанию значение 2);

4. Заданное значение отклонения (значение по умолчанию 0,01 ед, можно задавать необходимое), ед;

5. Статический уровень (измеряется перед пуском в работу установки ЭЦН), м;

6. Первый замер динамического уровня после включения скважины в работу, м;

7. Время первого замера, мин;

8. Динамический уровень 1-го замера (осуществляется после появления притока жидкости из пласта), м;

9. Время 1-го замера, мин;

10. Динамический уровень 1+1-го замера, м;

11. Время i+1-го замера, мин;

12. Динамический уровень i+2-го замера, м;

13. Время i+2-го замера, мин;

14. Динамический уровень i+3-го замера, м;

15. Время i+3-го замера, мин;

После ввода всех значений необходимо нажать на вкладку «Расчет» и выбрать команду «Рассчитать» или воспользоваться клавишами быстрого доступа CTRL+R. Программа, выполнив расчет, выводит значения времени начала притока жидкости из пласта в минутах, динамический уровень, соответствующий началу притока в метрах, время окончания снижения динамического уровня в минутах, максимальный динамический уровень в метрах (рис. П-1.13).

РисунокП-1.13 - Результат текущего расчета

При введении значений в поля только с 1 по 7 пункты и нажатии команды «Рассчитать» программа выводит только значения времени начала притока жидкости из пласта в минутах, динамический уровень, соответствующий началу притока в метрах.