К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 14 )

Аскеров Амин Акиф оглы, аспирант, Уральский государственный горный университет, e-mail: [e-mail]

Юсифов Теюб Юсиф оглы, научный сотрудник -УфаНИПИнефть», , e-mail: [e-mail]

Panyak S. G., Doctor of Sciences in Geology and Mineralogy, Head of the Chair of Geology, The Ural State Mining University, phone: (3, e-mail:*****@***ru

Askerov A. A., post graduate student, The Ural State Mining University, phone: (349, e-mail: Askerov. *****@***ru

Yusiphov T. Yu., scientific worker, «RN-UfaNIPIneft, Ltd.», phone: , e-mail: *****@***ru

_____________________________________________________________________________________

УДК 622.02:531

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ОТВЕРСТИЙ

ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ

SIMULATION OF PERFORATIONS DEFORMATION AT VARIOUS MODES

OF PRODUCTION WELL PERFORMANCE

С. Н. Попов

S. N. Popov

Институт проблем нефти и газа РАН

Ключевые слова: метод конечных элементов, перфорационные отверстия,

напряженно-деформированное состояние, зона разрушения, депрессия,

призабойная зона скважины

Key words: finite element method, perforations, mode of deformation, deformation zone,

depression, bottomhole zone

В последнее время все больше внимания уделяется проблемам механики горных пород применительно к разработке месторождений углеводородов. С этим связаны многочисленные проблемы, возникающие при отработке продуктивных объектов: оседание земной поверхности при истощении запасов и снижении пластового давления на месторождениях; нарушение конструктивных элементов скважин; изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в процессе увеличения эффективных напряжений в коллекторе [1]; деформации продуктивных объектов трещинного и трещинно-порового типа по системам трещин [2]. Наиболее интенсивные деформационные процессы происходят в призабойной зоне скважин, что связано с образованием депрессионной воронки, в особенности при низких забойных давлениях, по отношению к пластовому. В связи с этим актуальным вопросом является моделирование геомеханических эффектов в прискважинной зоне.

В данной работе рассмотрено трехмерное геомеханическое моделирование призабойной зоны скважины с перфорационными отверстиями на примере одного из месторождений севера Пермского края.

Для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) перфорированного участка скважины использовалась конечно-элементная схема в виде сектора цилиндра (рис.1). Расстояние между рядами перфорационных отверстий по высоте составляет 13см. По кругу располагается четыре отверстия через каждые 90°, поэтому в силу симметрии можно рассматривать сектор цилиндра с углом 90°. Расчетная схема состояла из трех основных составляющих (рис.1): 1) эксплуатационная колонна; 2)цементный камень; 3)породы коллектора.

Рис. 1. Конечно-элементная схема для расчета НДС перфорированного

участка скважины

Для описания поведения коллектора и цементного камня в процессе деформаций, использовалась пластическая модель Друкера-Прагера, в которой задавался следующий критерий разрушения:

t =s×tgj + C, (1)

где t — касательные напряжения, МПа; s — максимальные нормальные напряжения, МПа; j — угол внутреннего трения, °; C — коэффициент сцепления, МПа.

Свойства эксплуатационной колонны задавались на основе только упругой модели. Упругие характеристики элементов расчетной схемы показаны (таблица).

Упругие характеристики элементов расчетной схемы

Элемент расчетной схемы	Модуль упругости, МПа	Коэффициент Пуассона
Эксплуатационная колонна		0,2
Цементный камень	10 000	0,25
Породы коллектора	8 000	0,2

Для пластической модели Друкера-Прагера применялись следующие параметры:

1) для пород коллектора: угол внутреннего трения (j) равен 25°, коэффициент сцепления (С) равен 10МПа;

2) для цементного камня: j=30°, C=10МПа.

В примере рассматривался участок призабойной зоны скважины на глубине 2000м. Пластовое давление на данной глубине составляло 22МПа. Вертикальная компонента напряжений sz определялась из соотношения

sz =g×H, (2)

где g — средний объемный вес пород вышележащей толщи, МН/м3. H — глубина залегания продуктивной толщи, м.

Средний объемный вес пород вышележащей толщи равен 0,025МН/м3, тогда для глубины 2000м:

sz = 0,025 МН/м3×2000м=50МПа. (3)

Задача считалась в два этапа.

Этап 1. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со следующими граничными условиями: сверху (по оcи z) прикладывается давление вышележащей толщи пород sz. На всех остальных границах закрепляются перемещения по нормали. Область, где находится отверстие скважины, цементный камень и перфорационные отверстия на первом расчетном этапе отсутствуют, то есть заменяется породами коллектора.

Этап 2. Рассчитывалось НДС цилиндрического сектора пород коллектора в перфорированной области со скважиной, цементным камнем и перфорационными отверстиями, причем элементы, лежащие внутри скважины и перфорационных отверстий убиваются. Аналогично первому этапу по оси z прикладывается давление 50 МПа. Внутри скважины и перфорационных отверстий прикладывается забойное давление, определенное с учетом депрессии, которая варьируется в интервале 1-7МПа. На всех остальных границах перемещения закрепляются по нормали к поверхности.

На рис. 2 показаны полученные результаты расчетов, зоны разрушения в области перфорационных отверстий для четырех значений депрессии.

а)	б)
в)	г)

Рис. 2. Зоны разрушения в области перфорационного отверстия при следующих

значениях депрессий: а) 1МПа; б) 3МПа; в) 5МПа; г) 7МПа

3. Анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы:

· для условий залегания рассматриваемого продуктивного объекта разрушение перфорационных отверстий происходит уже при небольших величинах депрессии и расположены в верхней и нижней частях отверстия;

· при дальнейшем увеличении депрессии зоны разрушений увеличиваются и появляются в горизонтальных частях отверстий;

· появление зон разрушений приводит к трещинообразованию, что в определенной мере способствует увеличению проницаемости перфорационных отверстий и, как следствие, призайбойной зоны скважины.

Список литературы

1., , Кашников фильтрационно-емкостных и физико-механических свойств терригенных коллекторов при продолжительном действии повышенного эффективного давления // Известия Вузов. Нефть и газ. – 2006. - № 1. - С. 25-32.

2.Попов моделирование и прогноз продуктивности новых скважин восточного участка АГКМ // Известия вузов. Нефть и газ, № 6. - С. 26-34.

Сведения об авторе

, к. т.н., старший научный сотрудник лаборатории нефтегазовой гидрогеологии, Институт проблем нефти и газа РАН, тел.:(4, *****@***ru

Popov S. N., Candidate of Technical Sciences, senior scientific worker at Laboratory of Petroleum Hydrogeology, Institute of Oil and Gas Problems, RAS, phone: (4, *****@***ru

____________________________________________________________________________

Проектирование, сооружение

и эксплуатация систем

трубопроводного транспорта

УДК 622.692.4

МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОЙ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

METHOD OF ON-LINE PARAMETRIC DIAGNOSTICS OF GAS-PUMPING AGGREGATE DURING ITS OPERATION

,

V. A. Chichugin, S. V. Noskov

Нефтегазвзрывпромстрой, Республика Башкортостан, г. Уфа,

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: диагностика, газоперекачивающие агрегаты, эксплуатация, газотурбинная установка, интегральная оценка, дифференциальная оценка, эффективная мощность,

осевой компрессор

Key words: diagnostics, gas-pumping units, operation, gas turbine, power plant, integral estimate,

differential evaluation, effective power, axial-flow compressor

Создание эффективной параметрической диагностики требует решения вопросов, связанных с выбором наиболее информативных термогазодинамических параметров, построением математической модели объекта и оценкой чувствительности (точности) модели параметрической диагностики. Число и вид диагностических признаков определяются видом неисправностей, на выявление которых ориентирована па­раметрическая диагностика. В то же время одни и те же диагностические признаки могут быть выявлены различными сочетаниями измеряемых параметров [1]. Поэтому методически весьма важно определить такой набор измеряемых параметров, который, с одной стороны, обеспечивал бы максимальную информативность системы параметрической диагностики, а с другой, требовал бы минимальных затрат на установку датчиков, препарировку газотурбинных установок (ГТУ) и т. п. Такой набор измеряемых параметров будем считать минимально достаточным.

В качестве необходимого и достаточного числа измеряемых параметров для оперативного диагностирования технического состояния газоперекачивающего агрегата (ГПА) выбраны, исходя из целей и задач диагностики при эксплу­атации, тринадцать штатных замеров [2,3]: температура наружного воздуха , атмосферное давление Pa , давление воздуха за осевым компрессором (ОК) , частота вращения вала осевого компрессора высокого давления и силовой турбины , температура воздуха на всасе в осевой компрессор , температура продуктов сгорания, максимальная температура подшипника с расшифровкой точки (как ограничивающий фактор), давление газа на входе и выходе нагнетателя, температура газа на входе и выходе нагнетателя, расход агрегатом топливного газа Вт.

Одновременно должна фиксироваться наработка ГПА после последнего капитального ремонта для возможности анализа изменения выходных их параметров ГПА во времени. Эти исходные данные являются минимально достаточными и позволяют рассчитать необходимое число различных коэффициентов, с достаточной для эксплуатации полнотой характеризующих технико-экономическое состояние ГТУ и центробежного нагнетателя (ЦБН). На рис.1 приведена блок-схема турбоагрегата.

Рис. 1. Блок-схема турбоагрегата ГТК-10-4 и изме­ряемых параметров

при проведении термогазодинамиче­ской диагностики ГПА и его элементов

Одним из основных показателей работы ГТУ, определению которого уделяется большое внимание, является мощность газоперекачивающего агрегата. Знание мощности газотурбинного агрегата необходимо для определения в процессе эксплуатации технического состояния ГПА, коэффициента загрузки, коэффициента полезного действия (КПД) агрегата, удельного расхода топливного газа.

С учетом этого разработан способ оценки эффективной мощности ГТУ NeГТУ по функциональной зависимости от одно­го определяющего параметра — избыточного давления воздуха за осевым компрессором Р4. Выбор Р4 в качестве определяюще­го параметра обусловлен тем, что осевой компрессор потребляет 75–80% мощности ГТУ.

Кроме того, известно, что мощность ГТУ зависит от степени сжатия в осевом компрессоре (εк), отношения температур перед турбиной высокого давления (ТВД) и на входе в осевой компрессор (Т1/Т3), КПД турбины (ηт) и компрессора (ηk):

, (1)

поскольку εк =Р4/Р3, Р4, Т1/Т3, Р1/Р4, εк, Р4, а ηт и ηk из­меняются незначительно при изменении режимов работы ГТУ, то в пределах точности используемых средств измерений:

(2)

Цель предлагаемого метода — уменьшение трудоемкости и упрощение технологии измерений эффективной мощности газотурбинной установки, а также максимальное упрощение решения поставленной задачи при ее осуществлении с помощью одного штатного контрольно-измерительного прибора, установленного на ГТУ, то есть по одному определяющему параметру — давлению воздуха за осевым компрессором.

Это достигается тем, что из большого числа m ГТУ определенного типа выбирают n агрегатов, имеющих различную наработку с начала эксплуатации, различное техническое состояние, (при этом n<m), для которых с помощью известных методов теплотехнических испытаний определяют эффективную мощность на различных режимах загрузки, одновременно на указанных режимах измеряют давление рабочего тела за осевым компрессором и по результатам испытаний строят зависимость:

(3)

где — эффективная мощность ГТУ; Р4 — давление воздуха за осевым компрессором; А, b — коэффициенты, зависящие от типа ГТУ.

Коэффициенты А и b определяют методом интерполяции результатов испытаний (например, методом наименьших квадратов), а эффективную мощность m агрегатов определяют по полученной зависимости.

Погрешность определения мощности предлагаемым способом составляет не более 2–5%. причем с ростом единичной мощности, то есть для более современных ГТУ, погрешность метода уменьшается и достигает не более 2%.

Указанная точность определения эффективной мощности газотурбинных установок по полученной зависимости для n агрегатов позволяет распространить полученную зависимость на m агрегатов, где .