Зависимость дебита от температуры в стволе добывающей скважины
ВВЕДЕНИЕ
На сегодняшний день большое количество разрабатываемых месторождений находятся в северных регионах России. В силу природных условий залегания нефти, флюид имеет большое количество осадочных примесей, высокую вязкость и как следствие плохую извлекаемость. Что приводит к ряду проблем связанных с добычей, таких как:
● Закупорка добывающей скважины осадочными примесями нефти
● Низкий дебит
● Малый коэффициент нефтеотдачи
● Фазовый переход флюида при подъёме
Основными причинами проблем добычи в северных регионах является температура флюида в продуктивном пласте, температура пластов через которые проходит добывающая скважина. При подъёме флюида, происходит его охлаждение вследствие теплообмена со стенками скважины, из-за чего происходит осаждение осадочных примесей на стенках скважины, а также фазовый переход нефти.
Для решения данных проблем в основном используют нагнетательные скважины, что приводит
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 5
Обзор литературы 7
ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ 9
1.1. Обзор устройства скважины с УЭЦН 9
1.2. Модель скважины 10
ГЛАВА 2. СОЗДАНИЕ МОДЕЛИ В tNavigator 16
2.1. Секция RUNSPEC 16
2.2. Секция GRID 20
2.3. Секция PROPS 21
2.4. Секция SOLUTION 27
2.5. Секция SUMMARY 28
2.6. Секция SCHEDULE 29
2.7. Секция HEATDIMS 39
ГЛАВА 3. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ 40
3.1. Решение системы дифференциальных уравнений 40
3.2. Анализ полученных результатов 43
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 45
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 46
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004. 416 с.
2. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. М.: Недра, 1968. 272 с.
3. Ведерников В.А. Модели и методы управления режимами работы и электропотреблением погружных центробежных установок: Автореф. дис. дра техн. наук. Тюмень, 2006. 32 с.
4. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. 296 с.
5. Нигматулин Р. И. Динамика многофазных сред. Т.1, 2. М.: Наука, 1987. 464 с.
6. Beggs H.D., Brill J.P. A study of two-phase flow in inclined pipes // JPT. May, 1973. P. 607-617.
7. Fancher G.H.Jr., Brown K.E. Prediction of pressure gradients for multiphase flow in tubing // Soc. Pet. Eng. J. March, 1963. P. 59-69.
8. Gilbert W.E. Flowing and gas-lift well performance // Drill. & Prod. Prac. 1954. V. 13. P. 126-157.
9. Hasan A.R., Kabir C.S. A study of multiphase flow behavior in vertical wells // SPEPE. May, 1988. P. 263-272.
10. Orkiszewski J. Prediction two-phase pressure drops in vertical pipes // JPT. June, 1967. P. 829.
11. Wallis G.B. One-dimensional two-phase flow. McGraw-Hill Book Co. Inc., New York, 1969. P. 408. 26
12. Zuber N., Findlay J.A. Average volumetric concentration in two-phase flow systems // Journal of heat transfer, 1965. V. 87(4). P. 453-468.
13. Мальцев Н.В. Разработка физико-математической модели процесса освоения скважин с помощью УЭЦН: Автореф. канд. дис. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2013. 21 с.
14. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: Учеб. пособие. М.; Ижевск: Ин-т компьютер. исслед., 2003. 128 с.
15. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: Учеб. пособие. М.; Ижевск: Ин-т компьютер. исслед., 2003. 128 с.
16. Конопля Д.В. Возможность
Следующее ключевое слово используется для задания числа регионов с различными параметрами моделирования (рис. 9). В данном примере зададим количество регионов фильтрации, количество регионов с различными PVT-свойствами, максимальное количество различных насыщенностей, задаваемых в одной VPT таблице, максимальное количество различных давлений, задаваемых в одной VPT таблице, количество регионов, для которых необходимо выводить данные о запасах; остальные параметры