Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технико-технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технико-технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления"

003448836

На правах рукописи

КОРОЛЕВ МАКСИМ СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 ОН Г 2008

Тюмень - 2008

003448836

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель

• кандидат технических наук Стрекалов Александр Владимирович

Официальные оппоненты

- доктор геолого-минералогических наук, профессор

Кирсанов Александр Николаевич

Ведущая организация

- кандидат технических наук, доцент Сохошко Сергей Константинович

■ открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 25 октября 2008 г. в 9:00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32.

Автореферат разослан 25 сентября 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета доктор технических наук, профессор 'У—"" Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Поддержание пластового давления (ГШД), посредством заводнения эксплуатационных и водонасыщенных пластов является наиболее сильным и энергоемким методом воздействия на месторождение. Эффективность систем поддержания пластового давления обуславливает извлечение вплоть до 20-35 % извлекаемых запасов, что подтверждается опытом разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РФ: при сбалансированной работе системы заводнения значение коэффициента нефтеотдачи стремится к 60-80%. Согласно статистике ТюмсньНИИгипрогаза, на долю энергопотребления системами ППД приходится до 37% энергоемкости системы добычи нефти. В настоящее время при принятии решений о проведении мероприятий по управлению системами все чаще используются математические численные модели данных систем. Такого рода модели называются имитационными и, так или иначе, отражают физическую суть процессов, протекающих в реальной системе. Необходимость в применении моделей заключается упрощении процесса планирования управленческих решений, разрабатывать которые на модели существенно проще, чем на реальной системе. В данной работе рассматриваются проблемы контроля и управления системами поддержания пластового давления посредством использования их математических моделей, предназначенных для прогнозирования показателей данных систем.

Цель работы

Повышение эффективности процесса нефтеизвлечения посредством оптимизации системы поддержания пластового давления.

Основные задачи исследования

1. Выбор методов прогнозирования состояния произвольных по сложности систем поддержания пластового давления для принятия решения по их модернизации.

2. Разработка методики оценки соответствия режима работы наземной части систем поддержания пластового давления технологии заводнения и оптимальным энергетическим показателям.

3. Разработка методов поиска оптимального состояния наземной части систем поддержания пластового давления, соответствующего технологии заводнения и рациональной эксплуатации.

4. Промысловая апробация результатов исследования разработанной методики регулирования и оптимизации систем поддержания пластового давления на Северо-Покурском месторождении.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснованы новые комплексные показатели, характеризующие технико-технологическую эффективность эксплуатации систем поддержания пластового давления: коэффициент полезного действия и безразмерный показатель эффективности системы.

2. Разработаны и внедрены новые методы оптимизации систем поддержания пластового давления, которые позволяют найти требуемые изменения в показателях системы для достижения максимального коэффициента эффективности, к.п,д. и соответствия технологии заводнения.

Практическая ценность и реализация

Практическая ценность заключается в успешном внедрении разработанных методов оптимизации систем поддержания пластового давления (ППД) на Северо-Покурском месторождении ОАО «Славнефть-Мегионефтегаз». Применение разработанных методов позволило снизить энергопотребление и предотвратить нарушение технологии заводнения на Северо-Покурском месторождении — несоответствие приемистостей требуемым (по технологии) величинам и спонтанный гидроразрыв пласта, вследствие превышения давления нагнетания над критическим. Разработан программный модуль для автоматизированного поиска оптимальных показателей оборудования наземной части. В результате применения результатов научно-исследовательской работы на Северо-Покурском месторождении по состоянию на 1.05.2007 получена экономия денежных средств затраченных на электроэнергию в течение года

(19148.17—17711.31)х365х24=12586893.6 кВтч, что приближенно составляет 8 786 686 рублей/год.

Апробации результатов исследовании

Результаты исследований докладывались и обсуждались: III международный научно-технический симпозиум «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче» (16 ноября 2007 г.), конференция молодых ученых и специалистов «Современные методы изучения, моделирования и разработки нефтегазовых и газоконденсатных месторождений» (22 мая 2008 г.), семинар «Проблемы заводнения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (13 марта 2008 г.), Всероссийскоя научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии-нефтегазовому региону» (23 мая 2008 г.) Результаты работы внедрены в ОАО «Славнефть—Мегноннефтегаз» на Северо-Покурском месторождении.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 4 печатных работах, в том числе в 1 статье в издании, рекомендованном ВАК РФ

Объем и структура диссертации

Работа состоит из введения, основных выводов и четырех разделов. Работа состоит из 164 страницы и содержит 108 рисунков, 58 формул, 8 таблиц и список литературы из 104 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и задачи исследования, показана научная и практическая значимость представленной работы.

Первый раздел посвящен обзору и анализу существующих моделей гидравлических систем, методов оптимизации энергетических и, в частности, систем поддержания пластового давления. Данному направлению посвящено множество работ отечественных и зарубежных ученых: Блажевич В.А., Епонский В.А., Мамедов Н.М., Еронин В.А., Меренков А.П., Медведский Р.И.,

Телков А.П., Хасилев В.Я., Беляев JI.C., Мелентьев Л.А., Пшеничный Б.Н.,

Сиолер В.Г., Кирсанов А.Н., Крумм Л.А., Деннис Дж. Б., Сумароков C.B.,

Вильсон Г.Г., Юшбс Д.В, Даффи Ф.Л., Койда Н.У. Показан ряд недостатков и

неточностей существующих подходов к моделированию и оптимизации

гидравлических систем. В результате выбрана наиболее подходящая для

прогнозирования гидравлических показателей систем ППД имитационная

модель, наиболее адекватно учитывающая связь наземной сети оборудования и

пластовой системы. Показано основное математическое описание модели систем

ППД безотносительно к свойствам элементов.

За основу взяты модели Мереикова А П, Хасилива В.Я, Стрекалова A.B. для

метода узловой увязки, суть которого заключается в записи и решении системы

уравнений материального баланса в транзитивных узлах (в которых пет

оттока/притока жидкости), выраженный через зависимости расхода (м3/с) в звене / от перепада давления па его концах — qt= S (А/?, ), где q, - расход жидкости,

м3/с, в звене i, а А,р - перепад давления на концах /-ого звена, Па. Функция

S(Ap) является обратной функции гидравлической характеристики

f{q)(зависимость перепада давления на концах звена -Ар, Па, от расхода

жидкости — q, м3/с, установившегося в нем), а для се определения в произвольной точке -Ар0 необходимо в общем случае решить нелинейное уравнение

f{cj) = Ар0 относительно неизвестного расхода q. Так как при использовании

моделей трубопроводов, запорной арматуры и насосов, посредством нахождения

перепада давления на гидравлическое сопротивление в зависимости от расхода,

установившегося в них, задающим является расход, то при определении обратной зависимости q —Ар необходимо численно решать уравнения

относительно q, при известном значении Ар ■

Необходимость в численном решении, обусловлена тем, что алгебраически

отразить обратную зависимость невозможно хотя бы потому, что замыкающие отношения - f(cj) задаются «кусочно»: для различных режимов течения

разными формулами. В описываемом методе подразумевается точное нахождение обратных зависимостей.

В каждом транзитивном узле должен выполняться материальный баланс

=0,7=1,2,.../.

Выразим неизвестные расходы через функции = (А/?;), тогда получим

X (Ар,) = 0,7 = 1,2, ...Л (2)

Заменив, Ар1 — р} — pJ получим, уравнения для I транзитивных узлов, где в каждом уравнении суммируются зависимости ^(Др,) для звеньев, соединенных (смежных) с транзитивным узлом у.

2>,(рЛ4-/;,) = 0,у=!,2,.../, (3)

гденачальный и конечный узел звена /.

Причем, давления в транзитивных узлах является неизвестными, а давления в активных узлах конс тантами.

С учетом гидростатических перепадов давления звеньев - Аг(, Па, система

(3):

Т^Ри-р,.= 0,У=1,2,...Л (4)

Величина Аг1 для несжимаемой жидкости являечея константой, то есть фактически сдвигает график S| (Ар) по оси перепада давления.

Система (4) перед решением приводится к классическому виду, после чего окончательно имеем однородную систему нелинейных алгебраических уравнений (СНАУ) относительно неизвесшых давлений в транзшивных узлах:

(5)

[Р1(р1,р2,..,/^,рш) = 0, где К^р^ р2,.., р рш) - функция зависимости суммы массовых или

объемных расходов потоков сходящихся в транзитивном узле } от давлений в

смежных с мим узлах (в том числе и активных, то есть

Fj{p\ > Р2>", Pj >■■■> Рт ) = X ~~ PjK +Аг'>-

(5а)

Описанная выше модель была доработана с целью снижения вычислительной нагрузки на ЭВМ путем группировки элементов системы в структурные блоки.

Если отдельные части структуры оптимизируемой системы ППД не предполагается изменять, то постоянный в ходе решения пересчет гготокораспределения в таких частях не имеет смысла. Предлагается группировать некоторые участки структуры (блоки) и рассчитывать их отдельно от всей структуры. При этом по результатам расчета блока в различных условиях на границах возможно получить замыкающее отношение /в(?)> которое будет являться зависимостью перепада давления на условных концах блока от расхода жидкости, поступающей в блок или истекающей из него. Па рисунке I показан пример гидросистемы, состоящей из трех трубопроводов и одного насоса (4 звена), давления в активных узлах — 0, 2 и 5 заданы. Если предполагается сгруппировать данную гидросистему, то необходимо определить узел, относительно которого будет находиться остальная часть системы.

Остальная часть

,2

Р0. МПа

20

25

\ Конечный узел • блока

-200(1 -1000 0 1000 2000 .1000 1000 q.H/ftcyT Рисунок 2 - Гидравлическая характеристика блока -/в(^)

Рисунок 1 - Пример участка ТГС на границе структуры

Например, остальная часть находится по левую строну от узла 0, тогда участок на рисунке I можно сгруппировать в виде одного звена, соединяющего узел 0 и Конечный узел блока с пулевым давлением. Данное звено будет иметь некоторое замыкающее отношение которое можно получить, отделив

данный участок от остальной части системы, приняв узел 0 активным и перебирая значения давления — Л> Это можно сделать посредством решения задачи потокораспределения относительно величины расхода - (] жидкости в звене, соединенным с данным узлом. Таким образом, получим табулированную зависимость Р0—с{ , которую можно интерполировать (рисунок 2). Так как давление - Рф в конечном узле блока равно нулю, искомая зависимость определяется соотношением /а(с{У'^Р() ,\,=Ри- Подытоживая вышесказанное, выделим зтапы группировки звеньев участков гидросистемы в блоки: 1) выделить участок гидросистемы, причем участок должен находиться на периферии структуры; 2) выбрать узел, разделяющий основную гидросистему от выделенного участка; 3) рассчитать потокораспределение выделенного участка, как если он был отдельной гидросистемой, причем выбранный узел должен быть активным, а давление в нем должно перебираться, хотя и в допустимых, по максимально возможных пределах. Полученная зависимость /в(</) давления от расхода жидкости будет соответствовать гидравлической характеристике звена, которое может заместить выделенный участок от выбранного узла до фиктивного с нулевым давлением.

Во втором разделе предлагается ряд комплексных показателей текущего состояния систем ППД и способов их вычисления. Здесь также показан ряд показательных примеров, полученных посредством вычислительных экспериментов, и основных тенденций в управлении данными системами. Рассматриваемые в данном разделе предпосылки к оптимизации систем ППД демонстрируют хорошую управляемость данных систем посредством дросселирования и коррекции гидравлических характеристик насосных агрегатов. В заключение данного раздела рассмотрены примеры управления системой ППД Северо-Покурского месторождения посредством централизованного дросселирования и коррекции гидравлических характеристик

отдельных насосов на двух кустовых насосных станциях.

В настоящее время в качестве основных показателей для оценки качества эксплуатации систем Г1ПД используются: суммарная потребляемая мощность, суммарная закачка воды, текущая производительность по каждому (за исключением погружных насосов) насосному агрегату, реже к.п.д. насосных агрегатов. Естественно такого рода контроль состояния систем ППД имеет важное значение для оценки качества эксплуатации системы. Однако такого рода показатели отражают исключительно текущее состояние системы и не позволяют оценить возможные показатели качества работы системы при определенных изменениях. Для более полной оценки мероприятий по управлению гидросистемой необходимо применение ее модели и набор расчетных показателей, являющихся комплексом характеристик текущего и будущего состояния системы.

Наиболее общими эксплуатационными расчетными (по модели) показателями являются гидравлические энергии в единицу времени, привносимые в рассматриваемую гидросистему потоками (поступающими в гидросистему) извне - Дж/с и, гидравлические энергии в единицу времени потоков, истекающих из системы - ЛГШ,1Х.

Величина энергии потоков, входящих в систему определяется как сумма энергий по каждому активному узлу, где есть приток

где рк - давление в активном «узле-источнике» к, Па; дх - объемный расход жидкости в звене соединенном с узлом к, м3/с.

Величина энергии потоков, выходящих из системы определяется аналогично, по активным узлам, где есть отток.

Так как к.п.д. насосов всегда меньше единицы, необходимо определить потребляемую ими мощность

где гидравлическая характеристика насоса /; п - количество насосов в

системе, шт; /д (¿у)—зависимость к.п.д. насоса от расхода жидкости.

(б)

Так как существенной долей привнесения гидравлической энергии в гидросистему является гравитационное поле Земли, то необходимо определить гидростатическую энергию гидросистемы в единицу времени

= (8) 1=1

Величина «подводимой» гидравлической мощности в зависимости от геометрии гидросистемы и потокораспределения может быть как меньше, так и больше нуля. Например, при закачке воды в пласт системы Г1Г1Д 0, так как она увеличивает энергию потоков воды от устья скважнн до забоя.

Полный к.п д. Г}ф системы ППД предлагается определять соотношением

п --^-. (9)

В связи с тем, что оптимальное состояние систем ППД определяется не только технической эффективностью эксплуатации гидросистемы, то есть минимизацией энергопотребления, но и технолсм ическим соответствием: соблюдением режимов заводнения пластов, следует ввести показатель соответствия технологии заводнения - коэффициент среднего относительного отклонения от требуемых но технологии приемистостей скважин

С _ _ 5

I (10)

1ег ||

где - номинальная приемистость скважины звена / необходимая для

оптимальною воздействия на месторождение, м3/с; </, - фактический или расчетный расход в стволе скважины, м3/с; пск„ - количество нагнетательных скважин.

Таким образом, чем меньше Бв, тем качественнее распределяются потоки

между нагнетательными скважинами. Так как величина не имеет требуемых для использования пределов [0...оо] ее необходимо некоторым образом

привести к нормированному виду. Для этого предлагается использовать

следующую зависимость

^" = 0(5,) = 0.64057

л-+

2 У (")

где 0(8И) - нормирующая функция 0(8в)е [0...1], д.е; % ~ безразмерный

аппроксимационный коэффициент равный 0.961; к - коэффициент чувствительности к отклонению от технологии заводнения 6 [0.05... 1], де.;

— коэффициент среднего относительного отклонения от требуемых по

технологии приемистостей скважин, %; А — в " . Коэффициент

1 .

чувствительности можно вычислить по формуле £ — —Я, где X — условно

допустимое значение коэффициента среднего относительного отклонения от требуемых по технологии приемистостей скважин, д.е. Коэффициент А, можно принять в переделах от 0.01 до 0.15. При текущих значениях »9В ниже выбранного значения X влияние Л'в на показатель эффективности будет минимальным (рисунок 3 - а). На рисунке 3 отображены два варианта нормирующей функции &($„). График на рисунке 3-б отражает наиболее простую нормирующую

функцию:

~~ (12)

0 10 20 30 40 50 60 70 Рисунок 3 - Зависимости функций нормирования от коэффициента £„: а - для функции нормирования (11); б-для функции (12)

Как видно из графика данной зависимости степень изменения функции при

малых значениях характеризуется резким падением, что будет препятствовать эффективному управлению по энергосберегающей оптимизации. То есть, если коэффициент эффективности будет резко падать при малых (допустимых) величинах отклонений - то это будет снижать свободу управления по максимизации к.п.д. системы. В связи с последним предлагается вместо (12) использовать хотя и более сложную, но адекватную функцию нормирования (11).

Согласно нормирующей функции (11) коэффициент (показатель) эффективности предлагается рассчитывать по формуле

Кэфф = Пф ■ = Цф • )> (13)

где Кафф - нормированный коэффициент эффективности эксплуатации системы Кофф£ [0...1], ц.е.\1]ф — полный к.п.д. системы, д.е, как видно из графика на

рисунке 3 - а при значениях £„ ниже Л ~ 5-8 % значения нормирующей функции близки к единице, что позволяет в данном интервале согласно (13) производить корректировку состояния системы с позиции максимизации г]ф. При росте

отклонения более 90 % значение нормирующей функции стремится к нулю, что предопределяет значимость отклонения то есть соответствия технологии заводнения, а не к.п.д. системы.

В этом разделе также проводится анализ вычислительных экспериментов, выявляющих основные тенденции к управлению системами ППД.

Наиболее интересно с научной и практической точек зрения оценить характер влияния технических показателей одного или групп устройств на нотокораспределепие гидросистемы, а также на ее общеэнергетические (комплексные) показатели.

Технические параметры устройств, которые будут подвергаться изменению, будем называть техническими показателями (например технический показатель <1 - диаметр штуцера), а гидравлические параметры элементов, в которых будут прослеживаться гидравлические характеристики потока, будем называть «гидропараметрами» (например гидропараметр д - расход жидкости). Функции, которые отражают между ними (техническими показателями и

гидропараметрами) зависимость, будем называть регулировочными кривыми.

Естественно техническими показателями могут быть только технические свойства устройств, например, диаметры труб, штуцеров, характеристики насосных агрегатов и т.д. Гидропараметрами являются расходы, давления, температуры по каждому звену и комплексные показатели: к.п.д. сети и гидросистемы, гидравлическая мощность и т.п.

В связи с тем, что изменение хотя бы одного (любого) технического показателя устройства, входящего в гидросистему влечет изменение погокораспределения, а значит и гидропараметров всех элементов, далее регулировочные кривые мы будет описывать в виде функций, получаемых посредство проведения некоторого количества вычислительных экспериментов, например 1//^ (¿/к1,£/|4) — зависимость расхода жидкости установившегося в

звене (устройстве) 34 от диаметра штуцера звена 13 и диаметра штуцера звена 14. На рисунке 4 показан пример функции , а на рисунке 6 -

УТэфф^3,^4) для схемы на рисунке 5.

Как видно из рисунков 4, 6 системы ГТПД хорошо управляемы, то есть имеет место существенный ресурс к оптимизации таких систем. Функция

Рисунок 4 -1 [оверхпость

Рисунок 5 — Схема гидросистемы 11ПД

у/-^ имеет четкий максимум, что также свидетельствует об

эффективности применения методов нелинейного программирования.

В третьем разделе рассматриваются основные постановки задач оптимизации: технологическая, техническая, технико-технологическая (комплексная) оптимизация. Для технологической оптимизации предлагается учитывать два основных момента соблюдения технологических условий: 1 — соответствие текущих приемистостей номинальным; 2 - не превышение давления нагнетания над критическим давлением разрыва пласта. Для технической оптимизации предлагается опираться на условие максимизации полного к.п.д. системы. Для комплексной - технико-технологической оптимизации предлагается стремиться к совместному соблюдению условий технической и технологической оптимизации. В данном разделе математически формулируются задачи рассматриваемых вариантов оптимизации и для их решения предлагается использовать численные методы решения систем нелинейных уравнений и поиска максимума целевой функции.

В процессе эксплуатации гидросистем ППД возникает ряд эксплуатационных задач, решение которых без использования моделей и анализа состояния гидросистемы не может быть адекватным требованиям эффективного управления.

В данном разделе рассматриваются аспекты разработки методов автоматизированной оптимизации систем ППД посредством использования их

моделей при вариации группой технических показателей управляющих устройств: дросселирующей арматуры и характеристик кустовых насосных станций (КНС).

Далее под техническими показателями будем понимать свойства устройств выбранных для управления комплексным гидравлическим режимом системы. Наиболее подходящими для оптимизации уже существующей системы ППД являются технические показатели дросселирующей арматуры (диаметры штуцеры, высота затворов клапанных регуляторов и т.п.) и КНС, включающая количество, типоразмеры и порядок подключения насосных агрегатов (технические показатели к() и /и1Р). Показатели kQ, кс1Р являются безразмерными коэффициентами масштабирования гидравлической характеристики насосных агрегатов или КНС по оси расходов Ц и перепадов давлений Ар соответственно

- /'(¿/) = /{([ • кО) • кс1Р, где Г (я) - измененная гидравлическая характеристика, /(с]) - исходная гидравлическая характеристика.

Системы ППД хорошо управляемы при воздействии на некоторые технические показатели. Для достижения гидропараметром q (расход жидкости в звене) требуемого значения согласно регулировочной кривой (зависимостью), связывающей его с некоторым показателем, например сц=Щч (¿/,) - расход в

штуцере от его же диаметра, достаточно решить нелинейное уравнение Ц/ (¿/() = относительно неизвестного с/„ где - номинальное значение

гидравлического параметра (гидропараметра) £/,; - искомый технический показатель (диаметр штуцера, м).

Под способом выбора оптимального состояния или просто способом оптимизации будем понимать средства к достижению цели оптимизации: набор технических показателей, изменение которых в реальной системе позволит изменить комплексный гидравлический режим, в соответствие с се оптимальным состоянием.

С точки зрения цели оптимизации систем ППД и в зависимости от способов выбора оптимального состояния является три основных формализации проблемы поиска этого состояния.

1. Поиск таких значений выбранных технических показателей управляющих устройств, при которых досшгалось выполнение технологических условий -«технологическая оптимизация».

2. Поиск значении технических показателей, при которых сохранялась нормальная работоспособность системы и выполнялись условия наивыгоднейших эксплуатационных характеристик - «техническая оптимизация».

3. Поиск значений выбранных технических показателей управляющих устройств, при которых достигалось выполнение технологических условий и условий наивыгоднейших эксплуатационных характеристик - «технико-технологическая (комплексная) оптимизация».

Задача технологической оптимизации в наиболее общем смысле сводится к нахождению значений комплекса технических показателей устройств, которые в состоянии изменить расход или давление в группе каких-либо устройств до заданных величин. Предлагается метод оптимизации режима гидросистем ППД посредством поиска значений диаметров штуцеров, которые нужно установить на блоках гребенок (БГ), Для достижения заданных приемпстостей по всем нагнетательным скважинам, структурно связанным подбираемыми штуцерами.

Данная задача соответствует наиболее простой форме технологической оптимизации и может быть решена па основе использования функций регулировочных кривых 1//(/ (£/0,..,£/,,...,с/^), где N - количество

штуцеров равное количеству нагнетательных скважин. В данной постановке между штуцером на БГ и соответствующей нагнетательной скважиной не должно быть структурных ответвлений.

Задача поиска диаметров N штуцеров для соблюдения равенства текущих приемистостей N нагнетательных скважин сводится к системе нелинейных уравнений вида

>"А '-А-,) =

(14)

где 5 - множество с номерами, звеньев соответствующих скважинам или структурно (линейно) соединенным с ними штуцерам; - значение

заданной по технологии заводнения приемистости скважины и расхода в линейно-связанным с ней штуцером-звеном - (номинальный расход); к -номер элемента во множестве N - количество элементов множества то есть скважин равное количеству штуцеров; ///^ (¿/^, ,..., ,..., ^) - функции

РК, соответствующие зависимостям объемного расхода в скважинах от диаметров штуцеров линейно-связанных с ними (здесь и далее значения функции (//^ равны гидропараметру звена ¿/^ .

В связи с тем, что комплексный оптимум должен достигаться при совместном соблюдений условий минимизации среднего относительного отклонения текущих приемистостей от оптимальных - и максимизации к.п.д.

системы - 7]ф, необходимо максимизировать некий коэффициент эффективности - К „;,/», отражающий совместное выполнение условий «технологической» и «технической» оптимизации.

В результате проведенного анализа искомый оптимум достигается решением

Также важно отметить допущение, согласно которому предполагается, что к.п.д. насоса не зависит от коэффициента к(1Р. Это вполне правомерно, так как при последовательной установке центробежных насосов или установке

^а.,...да,,...,

„ , -»шах,

(15)

дополнительных секций совместный к.п.д. такой системы слабо меняется при работе на оптимальном режиме. Так как предполагается искать корректирующие коэффициенты исходя из взаимодействия насосов или насосных станций, этот оптимальный режим также будет отыскиваться при решении (15).

Согласно решению задачи (15) на примере модели гидросистемы (рисунок 7) получены комплексные показатели до и после оптимизации (таблица 1). Номинальная приемистость скважин задана согласно требуемой по технологии заводнения: средней (по схеме) 1000 м3/сут, верхней 300 м7сут, и нижней 200

Рисунок 7 — Пример модели системы - потокораспределение до оптимизации Таблица 1 - Комплексных показателей системы до и после оптимизации

Величина Ед.изм. Значение до оптимизации Значение после оптимизации

Чф % 21.44 37.57

& % 148.7 0.08

К:,фф Д.е. 2.4-10"4 0.376

После решения задачи (15) имеем состояние модели с искомыми диаметрами штуцеров (сверху вниз по схеме) - ¿¿¡=0.0057 м, </>=0.0111 м, ¿/3=0.0059 м и корректирующими коэффициентами насосных агрегатов (сверху вниз но схеме) - ¿0,-0.150, 0.890, кд2 0.149, ЫР2=0.91, /сд2= 0.151, ксП'гОШ.

Как видно из таблицы полный к.п.д. гидросистемы - Г)ф существенно вырос: с 21.44 до 37.57 %, а среднее относительное отклонение упало до пренебрежимо малого числа — 0.08 %. Такие хорошие показатели являются руководством к соответствующей замене насосов и штуцеров и модернизации гидравлической характеристики насосов в соответствии с полученной в результате подбора корректирующих коэффициентов к() и ЫР.

Следует отметить, что в случае, когда предполагается оптимизировать гидросистему, посредством корректирующих коэффициентов к<2 и ЫР одной КНС, объединяющей совместную работу нескольких насосов решение (15) будет более эффективным в плане скорости вычислений.

Так как список типоразмеров насосов представляет собой дискретное множество, то задачу подбора структуры, типоразмеров и количества насосов на КНС, исходя из требуемого соответствия реальной и найденной при решении (15) характеристики, можно решить «прогонкой» всех возможных комбинаций установки насосов. Естественно точный подбор гидравлических характеристик насосов или КНС, соответствующих найденным при оптимизации, невозможен. Поэтому придется обойтись лишь стремлением к максимально точному приближению.

В четвертом разделе рассматриваются мероприятия по оптимизации системы ППД Северо-Покурского месторождения. В заключение показан пример оптимизации системы посредством изменения технических показателей КНС в результате чего повышается полный к.п.д. системы на 2 %, снижается суммарное среднее относительное отклонение от номинальных приемистостей на 0.5 % и потребляемая мощность на 2МВт.

Для решения задачи технико-технологической оптимизации в постановке (15) для системы ППД Северо-Покурского месторождения была решена задача оптимизации целевой функции:

Уц^ (Щ205 > Щ т > МР™, МРп71) -> шах. (16)

В связи с тем, что в системе ППД Северо-Покурского месторождения не предполагается установка штуцеров для распределения закачки, в первом приближении исходили из максимизации коэффициента эффективности в виде целевой функции от четырех аргументов - корректирующих коэффициентов гидравлических характеристик для КНС-1 (звено 1171) и Ю1С-2 (звено 12,05).

На рисунке 8 показано частичное отображение целевой функции ПРИ Дискретном изменении аргументов кди1<,кс1РП1].

4 Эффскшвность [д.е ] о.зоо!

Рисунок 8 - Поверхности [к{)лш, Ы1\ш)

В результате решения (16) методом «ВГОБ» (Вгоус1сп-1:1е1сЬег-()о1с)(агЬ-8Ьаппо) получено оптимальные значения ¿£)|205=0.68, кс1Р|205=1-16, к()\ кс1Р\205~ 1.08 при этом [1'к ,М1 =0.352 (рисунок 9).

Технически полученные значения корректирующих коэффициентов можно обеспечить мероприятием по установке дополнительного дожимного насоса в приемной части КНС-1, КНС-2 при отключении (в округлении до наибольшего

целого) 2-х насосов на КНС-2, и одного насоса на КНС—1.

МР(! 171)-0 6000;

............*................0.8 ..................7.0..............1'3"кС»(1171)

Рисунок 9. - Зависимость т > 1711 Шпт ~ 0-68, ЫР{т = 1.1 б)

Дожимной насос, устанавливаемый на приеме КНС—1 должен обеспечивать наращивание давления на 8 % - 0.98 МПа, а на приеме КНС-2 наращивание давления на 16 % - ¡.76 МПа. При этом текущий режим работы дожимных насосов должен соответствовать номиналу: для КНС—1 - 39648 м3/сут, а для КНС—2 - 29550 м3/сут. В таблице 2 показаны комплексные показатели оптимизированной системы ППД Северо-Покурского месторождения.

Таблица 2 - Комплексные показатели системы ППД Северо-Покурского

месторождения

Величина Ед.изм. Значение до оптимизации Значение после оптимизации

К кВт 19148.17 17711.31

_ Пф % 44.77 46.77

& % 13.29 12.81

Кэфф д.е. 0.325 0.352

Ее тыс.м3/сут 75.55 76.04

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Наиболее эффективным, в качестве метода прогнозирования состояния систем поддержания пластового давления с произвольными параметрами, является использование имитационной модели с граничными условиями, связывающими наземную сеть оборудования с пластовой системой через текущее распределение фильтрационно-емкостных свойств.

2. В результате проведенных исследований выявлены комплексные показатели систем поддержания пластового давления, которые позволили:

- дать оценку технической эффективности системы,

- исходя из соответствия режимов работы скважин, найти метод поиска технологической эффективности системы поддержания пластового давления;

- получить коэффициент, позволяющий оценить технико-технологическую эффективность системы.

3. Анализ реагирования гидросистем на изменение технических показателей показал, что системы поддержания пластового давления хорошо управляемы, и задача нахождения параметров системы соответствующих наиболее эффективному технико-технологическому состоянию, сводится к решению поиска максимума целевой «-мерной функции — это позволило достичь наилучших технических показателей (минимизации энергетических затрат) при соблюдении технологических параметров.

4. Результаты исследований внедрены на Северо-Покурском месторождении и показали хорошую технико-технологическую эффективность: рост к.п.д. системы и точности соблюдения технологических параметров.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Королев М.С. Оптимизация гидросистем поддержания пластового давления / М.С. Королев // Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче: Материалы науч.-практ. конф. г. Тюмень 16.11.2007. — Тюмень: Тюменский дом печати, 2008. - С. 120-122.

2.Пуртова И.П. Метод идентификации неоднородности и каналов сверхпроводимости в продуктивных пластах / И.П. Пуртова, Н.С. Матусевич, C.B. Левкович, М.С. Королев // Известия вузов. Нефть и газ- 2008 - № 02 - С.

3. Королев М.С. Показатели эффективности эксплуатации технических гидросистем поддержания пластового давления / М.С. Королев, A.B. Стрекапов // Техника и технология - 2008 - №3.- С. 63-67.

4. Королев М.С. Оптимизация систем поддержания пластового давления на основе их моделей / М.С. Королев, A.B. Стрекалов // Техника и технология - 2008

33-38.

-№3.-С. 67-73.

Соискатель

М.С. Королев

Подписано в печать 24.10.2008. Формат 60x84/16. Усл. печ. л. 1,2. Тираж 100. Зак. № 1955.

Типография «Печатник» Тюмень, ул. Республики, 148 корп. 1/2. Тел. (3452) 20-51-13, тел./факс (3452) 32-13-86

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Королев, Максим Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ

РАЗДЕЛ 1. АНАЛИЗ И АДАПТАЦИЯ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМ

1.1. Системы поддержания пластового давления и их место в ^ системе добычи нефти

1.2. Управление режимами закачки воды в нагнетательных скважинах, как средство оптимизации процесса нефтеизвле-чения

1.3. Моделирование как метод принятия решений при управлении гидросистемой

1.4. Модели для систем поддержания пластового давления

Обзор известных моделей для имитации систем поддержания пластового давления

Топологический анализ технических гидросистем

Формирование системы уравнений для решения задач по-токораспределения в общем виде безотносительно к свойствам элементов

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 2. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ И ЕЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СВОЙСТВ

2.1. Понятия комплексных показателей гидросистем поддержания пластового давления

Общие показатели

Коэффициент полезного действия сети

Коэффициент полезного действия гидросистемы

Коэффициент технологического соответствия и эффективности системы ППД

2.2. Оценка управляемости систем поддержания пластового давления

Регулирование систем ПГЩ (регулировочные кривые)

Оценка управляемости системы ППД Северо-Покурского месторождения

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 3. ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ

ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА ОСНОВЕ ИХ МОДЕЛЕЙ

3.1. Задача технологической оптимизации

Условия соответствия комплексному распределению закачки

Условия не превышения критического давления нагнетания

3.2. Задача технической и комплексной оптимизации

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

РАЗДЕЛ 4. ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

СЕВЕРО-ПОКУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1. Оценка текущего состояния системы ППД

Адаптированная модель системы ППД и оценка комплексных показателей системы

4.2. Комплексная оптимизация системы

Анализ мероприятий по управлению системой

Применение методов комплексной оптимизации систем

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технико-технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления"

Актуальность проблемы

Поддержание пластового давления (ППД), посредством заводнения эксплуатационных и водонасыщенных пластов является наиболее сильным и энергоемким методом воздействия на месторождение. Эффективность систем поддержания пластового давления обуславливает извлечение вплоть до 20-35 % извлекаемых запасов, что подтверждается опытом разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РФ: при сбалансированной работе системы заводнения значение коэффициента нефтеотдачи стремится к 6080%. Согласно статистике ТюменьНИИгипрогаза, на долю энергопотребления системами ППД приходится до 37% энергоемкости системы добычи нефти. В настоящее время при принятии решений о проведении мероприятий по управлению системами все чаще используются математические численные модели данных систем. Такого рода модели называются имитационными и, так или иначе, отражают физическую суть процессов, протекающих в реальной системе. Необходимость в применении моделей заключается упрощении процесса планирования управленческих решений, разрабатывать которые на модели существенно проще, чем на реальной системе. В данной работе рассматриваются проблемы контроля и управления системами поддержания пластового давления посредством использования их математических моделей, предназначенных для прогнозирования показателей данных систем.

Цель работы

Повышение эффективности процесса нефтеизвлечения посредством оптимизации системы поддержания пластового давления.

Основные задачи исследования

1. Выбор методов прогнозирования состояния произвольных по сложности систем поддержания пластового давления для принятия решения по их модернизации.

2. Разработка методики оценки соответствия режима работы наземной части систем поддержания пластового давления технологии заводнения и оптимальным энергетическим показателям.

3. Разработка методов поиска оптимального состояния наземной части систем поддержания пластового давления, соответствующего технологии заводнения и рациональной эксплуатации.

4. Промысловая апробация результатов исследования разработанной методики регулирования и оптимизации систем поддержания пластового давления на Северо-Покурском месторождении.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обоснованы новые комплексные показатели, характеризующие технико-технологическую эффективность эксплуатации систем поддержания пластового давления: коэффициент полезного действия и безразмерный показатель эффективности системы.

2. Разработаны и внедрены новые методы оптимизации систем поддержания пластового давления, которые позволяют найти требуемые изменения в показателях системы для достижения максимального коэффициента эффективности, к.п.д. и соответствия технологии заводнения.

Практическая ценность и реализация

Практическая ценность заключается в успешном внедрении разработанных методов оптимизации систем поддержания пластового давления (ППД) на Северо-Покурском месторождении ОАО «Славнефть-Мегионефтегаз». Применение разработанных методов позволило снизить энергопотребление и предотвратить нарушение технологии заводнения на Северо-Покурском месторождении - несоответствие приемистостей требуемым (по технологии) величинам и спонтанный гидроразрыв пласта, вследствие превышения давления нагнетания над критическим. Разработан программный модуль для автоматизированного поиска оптимальных показателей оборудования наземной части. В результате применения результатов научно-исследовательской работы на Северо-Покурском месторождении по состоянию на 1.05.2007 получена экономия денежных средств затраченных на электроэнергию в течение года (19148.17-17711.31)х365х24=12586893.6 кВтч, что приближенно составляет 8 786 686 рублей/год.

Апробация результатов исследований. Результаты исследований докладывались и обсуждались: III международный научно-технический симпозиум «Информационные системы и технологии в геологии и нефтегазодобыче» (16 ноября 2007 г.), конференция молодых ученых и специалистов «Современные методы изучения, моделирования и разработки нефтегазовых и газо-конденсатных месторождений» (22 мая 2008 г.), семинар «Проблемы заводнения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (13 марта 2008 г.), Всероссийскоя научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии-нефтегазовому региону» (23 мая 2008 г.). Результаты работы внедрены в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на Северо-Покурском месторождении.

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 4 печатных работах, в том числе в 1 статье в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура диссертации Работа состоит из введения, основных выводов и четырех разделов. Работа состоит из 164 страницы и содержит 108 рисунков, 58 формул, 8 таблиц и список литературы из 104 наименований.