Увеличение добычи нефти в настоящее время

Размещено на http://www.allbest.ru/

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу. Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Скважины, оборудованные данным типом установок, как правило, характеризуются наиболее экстремальными режимами работы - высокие дебиты по жидкости и депрессии на пласт, значительные темпы изменения забойного давления в процессе вывода на стационарный режим.

Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия.

Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны.

Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса.

Основные задачи исследований

Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции. Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.

Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде.

Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости.

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами. При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин.

Научная новизна

Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора ().

Уточнен механизм транспортировки твердой взвеси по стволу скважины в интервале «перфорация - прием насоса». Доказано данными промысловых исследований, что вся масса твердых частиц, выносимых на забой скважин, способна транспортироваться до приема при режимах отбора жидкости любым типоразмером электроцентробежного насоса.

Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины. Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность. Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.

Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора ().

2. Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы электроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости.

3. Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через пористую среду.

4. Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей.

Практическая ценность

эксплуатация скважина нефть мехпримесь

Разработанные рекомендации по расчету режимов работы скважин в настоящее время применяются в следующих предприятиях - операторах добычи нефти: ОАО «Самаранефтегаз», ООО «Сибнефть-Хантос». Их промышленное использование позволило значительно снизить концентрацию взвешенных частиц в продукции ряда скважин, тем самым повысить наработку подземного оборудования на отказ и межремонтный период работы скважин. В результате реализации разработанных рекомендаций на Приобском месторождении в промысловых условиях получено дополнительно 15000 т нефти, со снижением себестоимости нефти на 2. 7%.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. академика М. А. Усачева «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск: ТПУ, 2002) ; техническом совещании в ООО «Нефтехимсервис - Самара» (г. Самара, 2005 г.) ; Международной научно-практической конференции ученых, аспирантов и представителей предприятий «Ашировские чтения» (г. Самара: СамГТУ, 2006 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК. Три статьи опубликованы без соавторов.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы. Список литературы включает в себя 102 наименования.

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы работы, сформулированы цель и задачи исследований, излагаются научная новизна и практическая ценность.

В первой главе выполнен анализ причин выхода установок электроцентробежных насосов из строя, рассмотрена классификация отказов по узлам и деталям УЭЦН по нефтегазодобывающим предприятиям нефтяной отрасли России. Установлено, что количество подземных ремонтов скважин c УЭЦН, связанных с наличием в перекачиваемой жидкости твердой мехвзвеси, составляет в среднем 1015%, за последние 10 лет доля отказов по этой причине возросла в 1. 5 раза. Например, по ОАО «Самаранефтегаз» доля ремонтов по причине КВЧ в период 1995-2004 г. г. выросла с 12. 4% до 17%.

Скважины с высоким КВЧ (более 60 мг/л) в продукции составляют основу часто ремонтируемого фонда скважин (МРП < 180 сут). Так, по ОАО «Самаранефтегаз» в 2004 г. средняя наработка скважин с УЭЦН на отказ по причине мехпримесей в продукции составила только 40 сут.

Проблема низкого МРП (межремонтный период) по скважинами с гидроразрывом заключается не только в выносе проппанта в скважину предположительно из-за его недостаточного крепления (использование небольшого объема проппанта с покрытием и т. п.). Исследования по скважинам Северной лицензионной территории (СЛТ) Приобского месторождения показали, что лишь в 13. 5% случаев проведения ремонта скважин причиной послужило засорение насоса проппантом, в то время как 37. 5% отказов связаны с засорением полости насоса разрушенными частицами коллектора (выборка - 2653 отказа в работе 691 скважины). А при МРП более 100 суток вероятность отказа насосного оборудования по причине засорения проппантом практически отсутствует.

Отмечено, что поступление песка из рыхлых пластов в нефтяные и газовые скважины является проблемой для нефтяной отрасли в течение многих десятилетий. Содержание даже небольшого процента песка в добываемой жидкости отражается на ходе всего процесса эксплуатации скважин. Поэтому подобные скважины выделяются в самостоятельную категорию, требующую специфических мероприятий для управления процессом выноса песка из пласта. Наличие предельного значения КВЧ (более 60 мг/л) в продукции скважин негативно сказывается на всем технологическом процессе добычи и подготовки нефти. В результате воздействия добываемого вместе с жидкостью песка на оборудование скважина нуждается в подземном, а иногда и капитальном ремонте. Также требуются дополнительные затраты на очистку добытой нефти от песка и его утилизацию, ведущую к загрязнению окружающей среды. На устранение рассмотренных осложнений требуются значительные трудовые и материальные ресурсы, что ведет к увеличению себестоимости добычи углеводородного сырья.

На основании анализа данной задачи и накопленного опыта эксплуатации добывающих нефтяных и газовых скважин выделены следующие категории риска пескопроявления:

скважины, эксплуатирующие слабосцементированные коллектора. При повышенной вязкости пластовых флюидов (более 310 мПас) вероятность пескопроявления из пластов со слабым цементом увеличивается;

скважины, производительность которых была стимулирована гидроразрывом (особенно в случае недостаточной закачки проппанта с покрытием на последней стадии работ) ;

скважины, эксплуатирующие продуктивные пласты со значительно сниженным пластовым давлением, но не более предельного значения депрессии на пласт.

Большинство научных разработок прогнозирования мехпримесей в продукции сводятся к поиску корреляционных зависимостей между количеством взвешенных частиц на единицу объема добываемой жидкости и технологическими параметрами работы скважин. Подобная статистическая связь между КВЧ и дебитами скважин получена для геолого-технических условий Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения. Кроме того, получена связь между средним КВЧ в продукции и количеством отказов в работе скважин (см. рисунок 1).

В соответствии с рисунком 1 существующие технологии эксплуатации скважин, в продукции которых присутствуют мехпримеси, условно разделены на две группы:

направленные на предотвращение выноса песка из пласта;

защищающие внутрискважинное оборудование от мехпримесей.

Рисунок 1. Зависимость количества отказов в работе УЭЦН от КВЧ в добываемой продукции скважин ЮЛТ Приобского месторождения

Исследование технологий эксплуатации механизированных скважин с большим содержанием КВЧ в продукции показал, что наиболее развиты методы защиты штангового насосного оборудования. Эффективные способы удаления мехпримесей из продукции скважин в случае эксплуатации центробежными насосами в настоящее время не разработаны, а применяемые технические решения либо малоэффективны, либо требуют больших капиталовложений. В связи с этим, вопросы регулирования КВЧ в продукции скважин является актуальными для нефтедобывающих предприятий РФ.

В результате анализа существующих способов борьбы с мехпримесями по группам установлено, что проблема защиты, например штанговых глубинных насосов стоит менее остро, нежели электроцентробежных (ввиду конструктивных особенностей первых). Для ШГН разработан огромный спектр пескозащитных устройств конструкции, в которых реализован принцип многоступенчатой сепарации с использованием гидродинамических эффектов: разворота струй газожидкостной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последующей сепарацией. Данное оборудование позволяет обеспечивать комплексную защиту ШГН - одновременно от мехпримесей и газа.

Применительно к скважинам с ЭЦН используемые методики расчета технологического режима работы скважин, а также подбора насосного оборудования не учитывают условия прочности продуктивного коллектора в призабойной зоне скважин (ПЗС) под влиянием создаваемой депрессии, а, следовательно, требуют корректировки.

Поэтому задача повышения надежности в работе УЭЦН сводится к поиску оптимального режима эксплуатации скважин, удовлетворяющего условиям резкого увеличения МРП, с одной стороны, и снижающего эффект негативного влияния мехпримесей на работу скважины и насосного оборудования, с другой.

Во второй главе с помощью рентгеновской дифракции нами выполнено исследование минералогического состава мехпримесей, присутствующих в добываемой жидкости (рисунок 2). Данные исследования показали, что более 30% объема мехвзвеси приходится на частицы породы коллектора. Исследовались пробы из скважин как стимулированных гидроразрывом, так и без ГРП.

Схожие статистические распределения гранулометрического состава мехвзвеси и образцов керна позволяют предположить, что потеря целостности породы коллектора происходит в основном за счет разрушения пластового цемента.

Рисунок 2. Распределение мехпримесей по группам, отобранным из проб продукции скважин по результатам дифракционного анализа

Рассмотрены механические свойства горных пород, слагающих продуктивные пласты. Тесты показали, что в процессе нагружения продуктивные коллектора могут выдерживать значительные деформации. Так, керны пластов Приобского месторождения при увеличении давления от атмосферного до давления разрушения уменьшали пористость общую в среднем на 9%.

Описаны стадии процесса разрушения, составляющие полный цикл разрушения горной породы: уплотнение (затухание деформации), предельное равновесие (разрывы и сдвиги) и непосредственно разрушение.

Рассмотрен критерий разрушения горной породы под действием внешней нагрузки с использованием известной формулы:

, (1)

где [] - предел прочности породы коллектора, МПа; - горизонтальная составляющая горного давления, МПа; - параметр пластичности Био, для большинства продуктивных коллекторов =0. 7; P - давление жидкости, заполняющей поровое пространство, МПа.

Численным исследованием по формуле (1) доказано, что основным фактором, приводящим к потери коллектором механической прочности в процессе разработки месторождения, является снижение пластового давления. Выведено соотношение для минимально допустимого значения пластового давления, из которого следует, что значение Pплmin не зависит от начального пластового давления и определяется механическими свойствами коллектора. При исследовании не рассматривались пласты с аномально высоким пластовым давлением.

Основываясь на выведенном критерии прочности коллектора выполнена оценка минимально допустимого пластового давления для условий пластов Приобского месторождения. Результаты расчетов позволяют предположить о вероятности разрушения коллектора под действием горного давления: среднее значение минимального пластового давления - 7, 6 МПа; среднее фактическое забойное давление в эксплуатационных скважинах - 5, 1 МПа (скважины №№6707, 6680, 8822, 5111, 1134).

Оценочным расчетом было доказано, что пластовое давление флюида, не приводящее к разрушению структуры коллектора, значительно зависит от коэффициента бокового распора () - при изменении данного параметра на 15% пластовое давление уменьшается более чем на 90%. Коэффициент бокового распора является величиной, производной от коэффициента Пуассона и зависящей, в основном, от минералогического состава породы и упаковки зерен.

При этом коэффициент бокового распора по промысловым данным вычислялся по известному выражению:

, (2)

где ; pгрп - давление гидроразрыва, атм; pпл - пластовое давление, атм; m - общая пористость коллектора, д. ед.

В работе предложена модификация данного способа, заключающаяся во введении в приведенную выше формулу зависимости изменения пористости коллектора от давления гидроразрыва. Введение такого изменения позволило увеличить коэффициент корреляции между , определенным по лабораторным исследованиям и промысловым данным, который численно изменялся от 0. 55 до 0. 87.

Третья глава посвящена моделированию выноса твердой взвеси в ствол скважины и ее транспорту через насосное оборудование.

Анализ современного состояния проблемы транспортирования мехвзвеси по стволу скважины показывает, что нет единого мнения о влиянии режимов течения и показателей реологических свойств флюида на данный процесс. В то же время очевидно, что скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания частиц в движущемся потоке скважинной жидкости.

Рассмотрен процесс выноса песка потоком жидкости в интервале «забой - прием насоса (башмак НКТ) «. Такая задача позволила оценить максимальный размер частиц, способных быть вынесенными потоком жидкости при эксплуатации скважины с помощью УЭЦН. Расчеты показывают, что при эксплуатации скважины, оборудованной центробежным насосом, поступающие из пласта твердые частицы практически любых размеров способны транспортироваться до приема насоса. Так, при вязкости жидкости 2 мПас максимальный размер поднимаемых потоком частиц составляет 0. 6 мм. С увеличением вязкости жидкости ее несущая способность увеличивается: при вязкости жидкости 10 мПас максимальный размер частиц достигает до 1. 6 мм.

Сформулирована гидродинамическая инерционная модель процесса фильтрации упругой жидкости в поровой среде продуктивного коллектора призабойной зоны скважины. Модель основана на численном исследовании уравнения фильтрации:

(3)

с соответствующими начальными и граничными условиями. Здесь: p - давление, - коэффициент пьезопроводности, - плотность жидкости; * - упругоемкость системы; t - время, r - полярная координата. Расчеты по модели проводились численными методами с привлечением ПЭВМ.

Анализ гидродинамической модели показал влияние силы инерции на процесс перераспределения давления при радиальной фильтрации упругой вязкой жидкости в осесимметричном изотропном поровом пространстве, обладающем свойствами реального нефтенасыщенного коллектора. Это связано с относительно низкими значениями коэффициента проницаемости, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися насосными системами значительных градиентов давления в прискважинной зоне.

Задача переноса твердой взвеси в продуктивном пласте может быть сведена к отысканию функции концентрации КВЧ в жидкости, насыщающей коллектор. Принято, что твердая механическая взвесь в пористой среде перемещается по механизму случайных блужданий, для описания которого можно использовать вероятностные представления, а также методы статистических испытаний. Анализ механизма миграции взвеси в потоке жидкости показывает однотипность данного процесса диффузии. С точки зрения элементарного действия диффузия есть случайное блуждание. Классическим примером задачи такого рода является задача о броуновском движении небольших частиц, взвешенных в жидкости.

Основываясь на этих предпосылках и используя уравнение диффузии, записанное с учетом времени релаксации относительно концентрации взвеси:

(4)

создана модель переноса мехпримеси в ПЗС. Здесь C - концентрация взвеси; D - коэффициент диффузии; vr - скорость распространения вещества; t - время; x -координата.

В качестве граничных применены условие поступления частиц в скважину и отсутствие изменения концентрации в границе контура питания. Решалась данная физико-математическая задача, по аналогии с гидродинамической моделью, численными методами.

Влияние наличия мехчастиц в продуктивном коллекторе на характер фильтрации флюида предложено учитывать сопряжением разработанных гидродинамической и физико-математической моделей путем введения двух дополнительных функций:

зависимости доли частиц, адсорбированных на поверхность порового пространства, от концентрации взвеси в жидкости. В качестве подобной функции решено использовать изотерму Лангмюра;

зависимости проницаемости коллектора от количества адсорбированного материала.

Алгоритм расчета КВЧ в продукции скважины сводится к следующей последовательности действий.

По имеющейся фактической динамике дебита выполняется расчет поля давления жидкости в ПЗС (уточняются фильтрационно-емкостные характеристики продуктивного коллектора).

Поверяется условие механического разрушения продуктивного коллектора и рассчитывается поле начальных концентраций подвижной взвеси.

Рассчитывается поле концентраций мехвзвеси в ПЗС. Определяется КВЧ в продукции скважины.

Определяется уменьшение проницаемости коллектора исходя из концентрации мехвзвеси.

Повторение гидравлического расчета (п. 1). Настройка на фактические данные о КВЧ в продукции путем модифицирования функции проницаемости пласта от текущей концентрации взвеси и величины параметра коэффициента диффузии.

Адаптированная по приведенному выше алгоритму модель пригодна для прогноза КВЧ в продукции скважины при заданном режиме работы (дебит жидкости, забойное давление). Также с помощью данной модели можно определить время работы скважины до достижения предельно низкого пластового давления, приводящего к широкомасштабному разрушению коллектора в ПЗС.

В четвертой главе разработаны рекомендации по расчету технологических режимов работы скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции. Предложена система управления процессом эксплуатации скважин, заключающаяся в регулировании их производительности и позволяющая продолжительно эксплуатировать скважины, предрасположенные к разрушению коллектора (в том числе стимулированные гидроразрывом).

Объектом управления является призабойная зона скважины (продуктивный коллектор), возмущающим (входным) воздействием - изменение давления на забое вследствие откачки насосом жидкости из скважины, а реакцией системы на воздействие - приток из пласта в скважину жидкости, содержащей продукты разрушения коллектора. Одна из главных ролей в системе отводится регулятору, с которым связана выработка и осуществление управляющих воздействий, а именно:

отслеживание реакции на управляющее воздействие: сбор, передача и обработка информации о текущем состоянии. Реакцией на возмущающее воздействие является приток жидкости из пласта в скважину, и, как следствие, изменение КВЧ в данном потоке. Поэтому текущее состояние системы наиболее просто отслеживать именно по динамике изменения количества КВЧ.

принятие решения о корректировке текущего управляющего воздействия. Необходимость корректировки возникает при угрозе возникновения факторов, осложняющих процесс эксплуатации: превышение КВЧ предельно-допустимого значения, разрушение рабочих органов центробежного насоса, снижение пластового давления в ПЗС ниже предельного значения и т. д.

передача управляющего воздействия и преобразование его в форму, непосредственно воспринимаемую объектом управления. Продуктивным коллектором в призабойной зоне воспринимается изменение давления флюида, зависящее от производительности центробежного насоса. Значит, именно производительность насоса, на основе принятого решения, является регулятором, изменяющим режим работы скважины.

На скважине изменение производительности насоса производится различными способами: от включения и выключения УЭЦН в заданные промежутки времени, а также штуцирования потока жидкости в выкидной линии до технологически и технически сложных конструкций.

Система управления включает в себя рассмотренные в настоящей работе физико-математическую и гидродинамическую модели и позволяет предсказывать реакцию объекта управления на управляющее воздействие, а также прогнозировать необходимость корректировки управляющего воздействия.

Решением поставленной задачи управления является режим эксплуатации скважины - последовательность управляющих воздействий, причем важна не только величина управляющего воздействия (на сколько необходимо изменить производительность УЭЦН), но и последовательность моментов времени, на которые приходятся эти воздействия.

Рассмотренную систему управления можно трансформировать в задачу оптимального управления процессом эксплуатации скважины, заключающуюся в отыскании оптимума целевой функции. В качестве такой функции предложено принимать или величину КВЧ в продукции скважины, или число управляющих воздействий, что соответствует в некоторых случаях задаче минимизации количества пусков УЭЦН.

В качестве примера реализации системы управления приводятся расчет по описанным в работе моделям для скв. 13121 ЮЛТ Приобского месторождения, эксплуатирующей пласт АС12 (см. рисунок 3).

Для заданной динамики дебита рассчитано среднемесячное забойное давление, а также среднее КВЧ в продукции. В результате получено, что на скважине дебит завышен, то есть созданы условия для разрушения коллектора. Также по настроенной на факт модели выполнялись прогнозные расчеты КВЧ, исходя из заданной динамики дебита. Рекомендацией по данной скважине является ее эксплуатация с дебитом жидкости не превышающем 24 м3/сут, что приведет к снижению КВЧ в продукции до 20 мг/л, что, в свою очередь, будет соответствовать режиму оптимального условия работы рабочих колес и направляющих аппаратов УЭЦН.

Рисунок 3. Динамика технологических параметров работы скважины 13121 ЮЛТ Приобского месторождения (точки - фактические значения) : дебит жидкости; КВЧ; забойное давление

Результаты апробации рекомендаций по 5 скважинам c ЭЦН Приобского месторождения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты внедрения рекомендаций автора

Основные выводы и рекомендации

Твердые взвеси в продукции скважин являются проблемой для нефтяной отрасли в течение многих десятилетий. Задача заключается не только в предупреждении или остановке поступления песка, но и в необходимости поддержания рентабельного дебита скважин.

Для достижения поставленной цели в диссертации были решены следующие задачи.

Установлено, что доля ремонтов скважин с УЭЦН, связанная с наличием в продукции мехпримесей, составляет 1015%; за последние 10 лет количество отказов по данной причине возросло в 2 раза. Скважины с высоким КВЧ составляют основу часто ремонтируемого фонда (МРП < 180 сут). Анализ современных способов прогнозирования мехпримесей и технологий эксплуатации скважин с большим КВЧ показал, что решения сводятся к поиску корреляций между КВЧ и параметрами работы скважин. Наиболее развитыми являются методы защиты от песка штанговых насосов, а эффективных технологий эксплуатации скважин с УЭЦН в настоящее время нет.

Исследование минералогического состава мехпримесей показало, что более 30% из них приходится на частицы породы. Потеря коллектором прочности происходит, в основном, за счет разрушения пластового цемента. Прочность образцов керна на 2530% выше прочности пород в массиве, что приводит к неверной оценке предельного давления флюида в пористой среде. Исследования по коэффициенту Пуассона, зависящего от состава породы и упаковки зерен, показали его определяющую роль в значении допустимого давления флюида, не приводящего к разрушению пористой среды. Сравнение фактических забойных давлений скважин с предельно-допустимыми расчетными значениями (исходя из лабораторных исследований предела прочности керна) подтверждает вероятность разрушения породы коллектора в ПЗС под действием высокой сжимающей нагрузки от вышележащих пород.

Установлено, что максимальный размер частиц, способных быть поднятыми до приема УЭЦН, составляет 0. 6 мм при скорости потока выше 0, 2 м/с (при вязкости нефти 2 мПас). С повышением вязкости жидкости ее несущая способность улучшается.

Разработана гидродинамическая инерционная модель фильтрации упругой жидкости в поровом пространстве ПЗС. Анализ модели показал незначительное влияние инерции на процесс изменения давления при радиальной фильтрации упругой жидкости. Это связано с относительно низкими значениями коэффициентов пьезопроводности и упругоемкости коллекторов, а также невозможностью мгновенного создания имеющимися техническими средствами значительных градиентов давления. Доказана аналогия между распространением твердой взвеси в жидкости, насыщающей пористую среду, и диффузией. Это позволило разработать физико-математическую модель миграции твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора (изменение проницаемости среды из-за уменьшения эффективной пористости) и позволяет получить изменение КВЧ в пластовом флюиде во времени и пространстве.

На базе модели составлены рекомендации по выбору режима эксплуатации скважин с высоким содержанием КВЧ в продукции. Промысловые испытания рекомендаций по скважинам №№ 12173, 15483, 16014, 13193, 13180 подтверждают возможность продолжительной работы и увеличения дебита скважин, эксплуатирующих, предрасположенный к разрушению коллектор (в том числе стимулированный гидроразрывом).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1. Шмидт А. А. Влияние работы УЭЦН на объем мехпримесей в продукции скважины. «Труды молодых ученых СамГТУ» Самара: СамГТУ, 2005. -С. 384-386.

2. Шмидт А. А. О влиянии форсированных отборов жидкости на скважинах оборудованных УЭЦН. Известия Самарского Научного Центра Российской Академии Наук. Спец. вып. «Проблемы нефти и газа» - Самара: СНЦ РАН, 2005. - С. 54-56.

3. Шмидт С. А., Парфенов Б. В., Эйдельман И. Я., Шмидт А. А. Эксплуатация добывающих скважин Южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей. Нефтяное хозяйство. - М. : 2006. - №12. - С. 68-70.

4. Шмидт А. А. Анализ работ по улучшению состояния призабойной зон скважин на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», Тезисы докладов научно-технической конференции молодых ученых и аспирантов. Сборник трудов международного научного симпозиума №6., Томский государственный университет, г. Томск, 2002. - С. 12-13.

Размещено на Allbest.ru