Разработка технологических решений по регулированию системы поддержания пластового давления на месторождении Курган-Амур

СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ………………………...5
СОДЕРЖАНИЕ……………………………………………………………………………6
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………..8
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ………………………………………….11
1.1 Геолого-геофизическая изученность района……………………………………...11
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза…………………………...18
1.3 Характеристика продуктивных пластов…………………………………………...21
1.4 Тектоническое строение района и месторождения…………………………….....24
1.5 Геологоразведочные работы……………………………………………………….27
2 ОБЗОР МЕТОДОВ И СПОСОБОВ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕДОБЫЧИ………………………………………………………………………...32
2.1 Проблемы комплексного контроля и регулирования гидравлических систем ..32
2.1.1 Контроль техногенных гидросистем ……………………………………………32
2.1.2 Контроль системы продуктивных пластов ……………………………………..35
2.1.3 Проблемы регулирования сложных гидросистем……………………………....36
2.2Известные способы контроля и регулирования гидравлических режимов
систем……………………………………………………………………………………37
2.2.1 Методы централизованного прямого контроля и регулирования гидравлических режимов………………………………………………………………..38
2.2.2 Методы распределенного прямого контроля и регулирования гидравлических режимов…………………………………………………………………………………..42
2.2.3 Методы косвенного контроля и регулирования режимов работы элементов техногенных гидросистем ………………………………………………………………44
3 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ РАСПРЕДЕЛЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН …………………………………………………….66
3.1 Источники снижения эффективности регулирования систем поддержания пластового давления…………………………………………………….……………….67
3.2 Модель неустановившегося течения сжимаемых сред в гидросистемах ………67
3.3 Исследование динамического состояния сложных гидравлических систем с разветвленной структурой ……………………………………………………………...77
3.3.1 Диагностика разработанной модели в условиях пластовой нестационарной фильтрации……………………………………………………………………………….77
3 .3.2 Диагностика разработанной модели в условиях нестационарного течения в наземных системах………………………………………………………………………79
3.4 Оценка динамического состояния гидросистем…………………………………..83
3.5 Выбор оптимальной технологии регулирования нагнетания в условиях непрерывного и периодического режимов…………………………………………….85
4 СТЕНДОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ГИДРОСИСТЕМ В УСЛОВИЯХ НЕСТАЦИОНАРНОГО РЕЖИМА……………………………………………………..90
4.1 Конструкция стенда………………………………………………………………….81
4.2 Испытания установки на нестационарных и стационарных режимах…………...93
4.3 Оценка точности разработанной модели…………………………………………..98
5 ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАСПРЕДЕЛЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ГИДРОСИСТЕМ………………………………………………………………………..110
5.1 Оптимальная технология регулирования нагнетания в условиях непрерывного и периодического режима………………………………………………………………..110
5.2 Конструкция опытного образца автономного гидравлического регулятора…...113
5.3 Испытания гидравлического регулятора…………………………….....................114
5.4 Анализ динамического состояния элементов регулятора……………………….119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………123
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ………………………………….125
ПРИЛОЖЕНИЯ………………………………………………………………………...133

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность. Для обеспечения эффективной добычи нефти применяются гидравлические системы сбора нефти и поддержания пластового давления (ППД), имеющие сетевую структуру протяженностью в среднем более 300 км и несколько тысяч элементов (трубопроводы, скважины, запорная арматура, насосные агрегаты и т.д.). Процесс их регулирования сводится к изменению характеристик некоторых элементов, например, насосов. Однако для структурно сложных систем характерно изменение режимов во всех элементах при изменении свойств хотя бы в одном из них. Также применяется технология периодической эксплуатации, которая, однако, не обеспечивает энергосбережение. Ведется оперативное распределенное регулирование сменой штуцеров, положения дросселей, корректировки частоты тока для погружных электроцентробежных насосов и т.п. Так как подобное регулирование не может обеспечить выход на требуемый режим одновременно у всей системы ППД, то это приводит к порывам трубопроводов вследствие гидравлических ударов и неуправляемому гидравлическому разрыву пласта. В результате коэффициент извлечения нефти снижается на 2-3 % и более.
В связи с этим возникает необходимость в новой технологии регулирования, которая позволила бы оперативно воздействовать на комплексный гидравлический режим, т.е. потокораспределение во всех значимых участках системы. Для достижения такого результата необходима разработка и внедрение распределенного регулирования режимов скважин в непрерывном режиме.
Цель работы. Повышение эффективности нефтедобычи разработанной рациональной технологией регулирования и эксплуатации систем поддержания пластового давления.
Основные задачи исследований:
1. Анализ известных способов регулирования гидросистем сетевой структуры и методов их контроля.
2. Разработка математической модели нестационарного течения сжимаемых сред в гидросистемах сетевой структуры и оценка факторов, влияющих на время выхода систем на стационарный режим.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
1.2 Геолого-геофизическая изученность района

Месторождение Курган-Амур было открыто в августе 1966 года, введено в эксплуатацию 26 июня 1969 года. Месторождение расположено на территории Нефтекумского района Ставропольского края, в западной части Затеречной равнины, в 120км от ближайшей железнодорожной станции в г. Буденновске.
Геологический разрез месторождения представлен палеозойскими, юрскими, меловыми, третичными и четвертичными отложениями. Промышленные скопления нефти установлены в Iа и XIII пластах нижнего мела и II пласте средней юры. Структура месторождения трехкупольная. К северному и западному куполам приурочены три залежи ХIII пласта нижнего мела, к южному куполу – залежь основного объекта разработки – Iа пласта нижнего мела.
Поисково-разведочные работы на месторождении начаты в 1964 году и окончены в 1968 году. В результате бурения 15 разведочных скважин были открыты и оконтурены нефтяные залежи Iа, IX и XIII пластов нижнего мела и II пласта верхней юры. Наиболее полно была изучена залежь нефти Iа пласта нижнего мела, приуроченная к южному куполу структуры. Из-за отсутствия нефтепровода длительная пробная эксплуатация скважин не проводилась. Разведочные нефтяные скважины, после разового исследования их на различных режимах, были законсервированы. Запасы УВ на месторождении подсчитаны Ставропольским филиалом «СевКавНИПИнефть» в 1968 году и утверждены ГКЗ СССР 15.01.1969 г. (протокол № 5574, г. Москва). Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти пластов Iа, XIII пластов нижнего мела и II пласта верхней юры составили: по промышленным категориям В+С1 – 10346/3786 тыс. тонн, С2 – 1129/226 тыс. тонн. Забалансовые запасы нефти и растворенного газа по IX пласту нижнего мела из подсчета запасов были исключены и ГКЗ не утверждались.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Абатуров C.B., Бриллиант Л.С, Иванов C.B., Морозов В.Ю., Рамазанов Д.Ш., Потапов Г.А., шпуров И.В. Результаты акустико-химической обработки продуктивных пластов. // Нефтяное хозяйство, 2000, № 9, с. 89
2. Алихашкин Я.Ш., Юшкин А.Р. Применение ЭВМ для гидравлических расчетов водопроводных сетей. — Городское хозяйство Москвы, 1960, №11, с. 17-18.
3. Белан А. Е. Универсальный метод гидравлического увязочного расчета кольцевых водопроводных сетей. — Изв. вузов. Строительство и архитектура, 1964, №4, с. 69-73.
4. Беляев JI.C., Горский Ю.М., Крумм JI.A., Макаров A.A., Меренков А.П., Попырин JI.C., Руденко Ю.Н., Шер И.А. Оптимизация и управление большими системами энергетики (основные результаты исследований). — Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1980, №3, с. 31-46.
5. Бриллиант Л.С., Боголюбов Б.Н., Цыкин И.В., Лобанов В.Н., Новиков В.Ф., Морозов В.Ю., Потапов Г.А., Рамазанов Д.Ш., Сашнёв H.A. Опытно-промышленные испытания мощного низкочастотного излучателя для интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство, 2000. № 9, с. 86
6. Бриллиант Л.С., Рубинштейн О.И., Цыкин И.В., Морозов В.Ю., Сашнёв И. А. Применение волновых технологий в добыче нефти // Нефтяное хозяйство, 2000, № 9, с. 87-88.
7. Васильченко М.П. Расчет кольцевых водопроводных сетей путем нахождения полных поправочных расходов. – Изв. вузов. Строительство и архитектура, 1964, № 6, с. 80-90.
8. Вишневский К. П. Механизация расчета кольцевых водопроводных сетей. — Водоснабжение и санитарная техника, 1961, № 4, с. 20-24.
9. Григоровский Е.П., Койда Н.У. Автоматизация расчета многоконтурных сетевых систем. — Киев: Вища школа, 1977, 192 с.
10. Евдокимов А.Г. Оптимальные задачи на инженерных сетях. – Харьков: Вища школа, 1976, 153 с.
11. Евдокимов А.Г., Тевяшев А. Д. Оперативное управление потокораспределением в инженерных сетях. — Харьков: Вища школа, 1980, 144 с.
12. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах – M.-Л.: Гостехиздат, 1949, 103 с.
13. Журавлев B.C., Морозов В.Ю., Чернышев A.B., Заров A.A., Козлов А.И., Есаулков Б.Б. Свидетельство РФ № 8046 на полезную модель "Установка для волнового воздействия на залежь" 1998 г. Патентообладатель – ОАО "НК "Приобье".

Весь текст будет доступен после покупки