Разработка физико-математической модели процесса освоения скважин с помощью УЭЦН

• Автор: Мальцев, Никита Валерьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 134 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Современное состояние работ по выводу скважины установкой

ЭЦН на установившийся режим работы

1.1. Особенности известных исследований (программных комплексов)

1.1.1. Программные комплексы для дизайна систем механизированной добычи нефти компании Schlumberger
1.1.2. Программные комплексы подбора погружного оборудования для эксплуатации скважин
1.1.3. Программа подбора погружных установок и оптимизации системы «пласт-скважина-установка» «NovometSel-Pro»
1.1.4. Математическая модель вывода скважины на установившийся режим работы, созданная компанией «СИАМ»

1.2. Основные исходные данные для создаваемой модели

1.3. Оценка некоторых характеристик, используемых в модели

1.4. Постановка задач исследования
ГЛАВА 2. Добывающая система и ее основные элементы
2.1. Описание работы добывающей системы перед ее остановкой
2.2. Варианты исходного состояния остановленной добывающей системы
2.3. Расчет объемов жидкостей и положения границ их раздела в исходном состоянии добывающей системы
2.4. Расчет давлений в исходном состоянии добывающей системы
2.5. Принципиальные основы расчета характеристик работы ЭЦН
на первом после пуска интервале времени
ГЛАВА 3. Разработка физико-математической модели технологических
элементов добывающей системы
3.1. Моделирование нестационарного притока жидкости в скважину

3.2. Расчет некоторых технологических характеристик на первом интервале времени
3.2.1. Расчет состава перекачиваемой смеси в первом приближении
3.2.2. Расчет давления на приеме УЭЦН и забойного давления
3.2.3. Расчет обводненности продукции скважины и объемного коэффициента нефти
3.2.4. Расчет баланса объемов флюидов
3.2.5. Оценка коэффициента сепарации газа на приеме УЭЦН
3.3. Оценка температурного режима погружного двигателя
3.4. Расчет давления на выходе ЭЦН
ГЛАВА 4. Прогнозирование характеристик ЭЦН при откачке вязких
газожидкостных смесей
4.1. Основные исходные данные
4.2. Оценка влияния вязкости водонефтяных эмульсий на характеристики ЭЦН
4.3. Оценка влияния свободного газа на характеристики ЭЦН
4.4. Методология расчета характеристик ЭЦН, работающего на вязких газожидкостных смесях
4.5. Проверка расчетной методики прогнозирования характеристик ЭЦН
ГЛАВА 5. Практическое использование разработанной модели при выводе
скважин с УЭЦН на расчетный режим работы
5.1. Краткая характеристика скважины № 9 Мирошниковского месторождения
5.2. Исходные фактические данные, используемые в модели при расчете вывода на режим скважины № 9 Мирошниковского месторождения
5.3. Пример расчета вывода на режим скважины
№ 9 Мирошниковского месторождения на созданной модели

5.4. Оценка условий применимости физико-математической модели
5.5. Промысловая апробация физико-математической модели
ЗАКЛЮЧНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ!

давление. В данном случае в скважине присутствует граница раздела «нефть-вода», расчет положения которой приведен далее (газ отсепарировался из жидкости).
2. Скважина заглушена путем полной замены жидкости в скважине на жидкость глушения с восстановлением циркуляции (рисунок 2.2 б). Этот вариант является наиболее распространенным. Глушение может производиться как за один цикл с продавкой скважинной жидкости в интервале «забой - прием погружного оборудования» в пласт, так и за несколько циклов. После проведения подобных операций в скважине находится только жидкость глушения, а границы раздела фаз отсутствуют.
3. Скважина заглушена путем частичной замены скважинной жидкости на жидкость глушения без восстановления циркуляции (рисунок
2.2 в). В случае, если жидкость глушения и скважинная вода взаимно нерастворимы, то в скважине помимо границы раздела «нефть-вода» существует граница «вода-жидкость глушения». Если же жидкость глушения и скважинная вода взаимно растворимы, то в скважине ниже нефти находится смесь воды и жидкости глушения. В этом случае в скважине присутствует одна граница раздела (рисунок 2.2 а).
При создании математической модели принято допущение, что жидкость глушения и пластовая вода взаимно растворимы и их плотности равны, что часто наблюдается на практике. Это позволило значительно упростить расчеты путем уменьшения количества рассматриваемых в модели фаз и границ разделов.
Также в модели рассматривается только первый и второй варианты (рисунок 2.2 а, б) исходного состояния добывающей системы. Таким образом, под заглушенной скважиной будем принимать такой вариант исходного состояния системы, который изображен на рисунке 2.2 б.
Допущения, принятые для определения состава жидкости в НКТ в начальный момент времени, будут описаны в главе 2.4.